L’État a accordé à la société TBH2 Aquitaine un permis exclusif de recherches de mines d’hydrogène natif et d’hélium entre Béarn et Soule, dans les Pyrénées-Atlantiques.

Dans un arrêté, publié au Journal officiel le 24 décembre, TBH2 Aquitaine se voit confier la vaste tâche d’exploration pour une durée de cinq ans renouvelables entre Béarn et Soule (64). Plus de 500 km² pour trouver l’or blanc dont les formations géologiques de ce coin du sud-ouest d’un grand intérêt énergétique.

Avec l’hydrogène, le quart sud-ouest a déjà de nombreux sites de stockage de gaz, grâce aux cavités salines, exploitées par Storengy.

Déjà le deuxième permis pour cette startup

L’entreprise paloise TBH2, déjà titulaire d’un permis autour de Sauveterre-de-Béarn, engagera dans les prochains mois des travaux de relevés géologiques et géophysiques pour mieux caractériser le sous-sol. Les éventuels forages ne sont pas pour tout de suite.

37 communes sont concernées, parmi lesquelles Arette, Oloron-Sainte-Marie, Mauléon-Licharre ou encore Tardets-Sorholus. Auprès de ces dernières, TBH2 assure travailler à l’information des habitants à travers des réunions publiques et des échanges avec les élus.

Ce permis d’exploration d’hydrogène naturel est déjà le troisième dans le coin. Après l’attribution du premier permis à cette startup puis d’un deuxième, le « Grand Rieu » mené par 45-8 Energy et Storengy sur 266 km², les explorations vont bon train.

L’hydrogène dit « natif » ou « blanc » se trouve naturellement dans certains sous-sols, souvent associé à de l’hélium, c’est pourquoi le permis de recherche est double.

Il en faudra des quantités considérables pour décarboner le transport, certains procédés industriels très émetteurs de gaz à effet de serre…

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Le principal défaut des énergies renouvelables, ou du moins de l’énergie solaire, est peut-être sur le point d’être surmonté. Une étude vient de montrer que grâce à la chute continue du prix des batteries depuis plus de 2 ans, les BESS associées à des centrales photovoltaïques pourraient désormais être compétitives d’un point de vue financier. Loin d’être anecdotique, cette nouvelle signifie le début d’un solaire pilotable et économiquement viable. 

Un tournant de la transition énergétique vient peut-être d’être atteint. Selon un rapport du groupe de réflexion Ember, le solaire pilotable serait désormais intéressant d’un point de vue financier. Pour en arriver à cette conclusion, le cabinet a notamment analysé l’évolution du prix des batteries, ainsi que le prix d’appels d’offres de projets d’Italie, d’Arabie Saoudite et d’Inde.

Le constat du prix des batteries est sans appel : après une chute de 40% en 2024 par rapport à 2023, la baisse a continué en 2025. Cette tendance a un impact direct sur le CAPEX, c’est-à-dire le coût d’investissement, des projets complets de BESS qui ne fait que chuter. Pour les projets cités, en octobre 2025, Ember l’a estimé à 125 $/kWh installé, dont 75 $/kWh pour le coût du matériel en provenance de Chine.

À partir de ce montant d’investissement, Ember a pu estimer le coût actualisé du stockage, aussi appelé LCOS (Levelized cost of storage). Celui-ci prend en compte de nombreux critères en plus du coût d’investissement, comme le type de financement, le rendement, la durée de vie et la dégradation du système de stockage au fil des années. Il désigne, en quelque sorte, le coût minimal de revente de l’électricité pour que le projet soit rentable. C’est ce chiffre qui est plus bas que jamais, avec une estimation à 65 $/MWh (ou 55 €/MWh). Cette baisse s’explique par la réduction du coût d’investissement mentionné plus haut, mais également la plus grande efficacité de ce type de projet. Ces derniers affichent désormais une plus grande durée de vie dans le temps, ainsi qu’un meilleur rendement.

Un prix proche du nucléaire ou de l’éolien

La principale nouvelle de ce rapport réside sur le coût total du solaire pilotable pour une installation PV associée à une BESS. En prenant en compte le prix moyen de l’électricité solaire, à savoir 37 €/MWh, et en prenant pour hypothèse que la moitié de l’électricité produite par une centrale doit être stockée pour être réinjectée plus tard dans la journée, Ember a estimé un coût de revente de 65 €/MWh, c’est-à-dire 37 €/MWh additionné à la moitié du LCOS de la BESS, à savoir 28€/MWh. Ce calcul permet de voir qu’une installation photovoltaïque associée à un système de stockage d’énergie par batterie peut désormais rivaliser avec d’autres moyens de production d’électricité.

Avec ce tarif, ce solaire pilotable flirte avec le coût réel du nucléaire en France. Récemment, la CRE l’a, en effet, évalué à 61,5 €/MWh. Du côté de l’éolien, les disparités de prix sont très importantes, et la comparaison est plus difficile à faire étant donné que les parcs sont non pilotables. Par exemple, le prix de revente du parc Centre Manche 1 est fixé à 44,90 €/MWh, le prix de son voisin direct, Centre Manche 2, est annoncé à 66 €/MWh.

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Le français Framatome prévoit de produire du combustible nucléaire en Allemagne avec l’appui d’une filiale russe de Rosatom. Aussi contre-nature que cela puisse paraître, c’est pour se mieux se défaire de la Russie.

La filiale d’EDF en charge de la conception de chaudières nucléaires et l’assemblage de combustibles, Framatome, s’apprête à lancer, sur le site de Lingen en Basse-Saxe, une alliance contre-nature, par temps de guerre en Ukraine.

Avec la filiale russe TVEL du groupe Rosatom, ils lancent une production de combustible nucléaire destinée à des réacteurs de conception russe encore exploités en Europe.

Pourquoi ne savons-nous pas produire ce combustible ? Les réacteurs de type VVER 440 et les VVER 1000, utilisés notamment en Hongrie, en Slovaquie, en Bulgarie ou en République tchèque sont de fabrication russe.

Alors qu’il n’y a, aujourd’hui, pas d’alternative à la Russie, ces installations restent aujourd’hui largement dépendantes de combustibles qu’elle fournit.

Des critiques en Allemagne

C’est peu de dire que cette alliance est critiquée outre-Rhin. L’Allemagne a définitivement arrêté ses derniers réacteurs nucléaires en 2023.

Des responsables politiques et des ONG dénoncent une contradiction avec la ligne européenne visant à réduire les dépendances énergétiques, les ingérences étrangères et augmenter la souveraineté industrielle vis-à-vis de Moscou depuis l’invasion de l’Ukraine.

Framatome assure que la participation russe sera strictement limitée à un transfert de savoir-faire et à la fourniture de certains composants sans présence permanente de personnel de TVEL sur le site de Lingen. L’industriel présente cette coopération comme une étape transitoire, destinée à sécuriser l’approvisionnement à court terme avant le développement de combustibles dits souverains, conçus et produits intégralement en Europe.

La filiale Russe Rosatom n’est toujours pas visée par des sanctions européennes sur le nucléaire civil.

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Alors que nous venons d’arriver en 2026, il est temps de faire le point sur ce qui devrait nous attendre, pour cette nouvelle année. Au programme, on devrait retrouver des aides à la rénovation énergétique, des éoliennes, du photovoltaïque… et beaucoup d’instabilité.

L’année 2025 n’aura pas été de tout repos ! Malgré de bonnes nouvelles comme le passage à 100% de Flamanville, ou l’inauguration du PGL, cette année aura été marquée par une très forte instabilité politique qui a ralenti toute la filière de la production d’énergie décarbonée. Cette nouvelle année devrait, encore une fois, être rythmée par les évolutions du nucléaire, les avancées de l’éolien offshore et surtout la publication de la PPE3. Voici ce qui nous attend.

Refonte de MaPrimeRenov’

Pour cette nouvelle année, l’Agence nationale de l’habitat (Anah) souhaite financer la rénovation d’ampleur de 120 000 logements. Mais l’atteinte de cet objectif devra d’abord passer par l’adoption d’un budget avant le 31 décembre. En la matière, l’année 2025 a été compliquée. Le dispositif a été suspendu par deux fois faute de budget, et en cette fin d’année, 83 000 dossiers sont encore en attente. En conséquence, il se pourrait que seulement 27 000 dossiers supplémentaires soient acceptés sur l’année 2026. En plus de ce défi financier, des critères devraient évoluer avec la réintégration des logements classés C et D. Les ménages aux revenus modestes, intermédiaires et élevés pourront être de nouveau éligible. Néanmoins, plusieurs opérations par geste ne seront plus éligibles : les chaudières à bois, ainsi que l’isolation des murs par l’intérieur ou par l’extérieur.

À noter que le DPE évolue lui aussi, dès le 1^er janvier 2026. Cette évolution devrait notamment moins pénaliser les foyers chauffés à l’électricité.

En 2026, du nucléaire et des éoliennes en mer

L’actualité des modes de production devrait principalement être dominée par l’avancée du projet des 6 EPR2, ainsi que par l’avancée des différents projets d’éolien en mer.

Grâce au devis prévisionnel récemment dévoilé par EDF, le gouvernement devrait donner sa décision finale d’investissement pour les 6 EPR2. Montant estimé du projet : presque 74 milliards d’euros. Notons également qu’à compter du 1^er janvier, l’ARENH sera remplacée par la VNU.

Côté éolien, après une année 2025 compliquée, l’actualité promet d’être chargée. On pourra suivre la construction de 4 parcs éoliens offshore. Les parcs d’Yeu-Noirmoutier (496 MW) et Dieppe-Le Tréport (496 MW) devraient être mis en service. La mise en service des parcs de Courseulles-sur-Mer (450 MW) et de Dunkerque (600 MW) devrait avoir lieu courant 2027. En Méditerranée, on devrait assister à l’inauguration des projets EOLMED et EFGL.

Surtout, on attend avec impatience la publication, et surtout l’attribution de l’appel d’offres AO 10. D’une importance capitale, celui-ci devrait conditionner un nouvel élan de l’éolien offshore en France de par son ampleur. Cet appel d’offres concerne, en effet, 5 zones distinctes pour une puissance cumulée approchant les 10 GW. Dans le détail, il comporte :

• Deux projets de 2 GW d’éolien posé en Manche,
• Un projet de 2 GW d’éolien flottant au nord-ouest de la Bretagne,
• Un projet de 1,2 GW dans le Golfe de Gascogne,
• Un projet de 2 GW dans le Golfe du Lion.

Espérons que les conditions de l’appel d’offres soient suffisamment favorables pour obtenir un grand nombre de candidats, afin d’éviter de renouveler l’écueil du parc d’Oléron.

Et dans le reste du monde ?

À l’échelle de la planète, on devrait retrouver la même dynamique qu’en 2025 avec une transition énergétique très largement portée par l’Asie et en particulier la Chine. L’Empire du milieu prévoit d’installer pour 200 GW d’éolien et de photovoltaïque sur l’année, soit plus de trois fois l’ensemble du parc nucléaire français !

Du fait d’une dynamique de fort développement de l’éolien et surtout du solaire, l’Agence internationale de l’énergie estime que les énergies renouvelables pourraient devenir la première source de production d’électricité au monde en dépassant le charbon.

Enfin, côté nucléaire, on pourrait assister à la mise en service de 15 nouveaux réacteurs, ainsi que du premier SMR, avec la divergence du réacteur chinois ACP100 (125 MWe). Bien que légèrement en retard, les USA ne devraient pas être loins derrière, et espèrent débuter la construction de trois prototypes de SMR.

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Après plusieurs années de hausse, le gouvernement prévoit que les factures d’électricité des Français resteront stables en 2026 et 2027. Et ce serait grâce à la production nucléaire et renouvelable, encore peu coûteuse, ainsi qu’au remplaçant de l’ARENH, très critiqué, le Versement nucléaire universel (VNU).

Bercy, interrogé par l’AFP, cherche à rassurer à la veille de 2026 : la majorité des ménages ne devrait pas subir d’augmentation des tarifs de l’électricité au cours des deux prochaines années.

Les tarifs réglementés de vente (TRVE), qui concernent environ 19,8 millions d’abonnés, ne devraient pas vraiment évoluer. C’est grâce à des prix de gros relativement faibles, autour de 50 euros le mégawattheure (€/MWh).

Pas d’inquiétude à avoir sur le VNU, assure Bercy

Le dispositif de l’ARENH (Accès régulé à l’électricité nucléaire historique), en vigueur depuis 2011, prendra fin le 31 décembre 2025. Il obligeait EDF à vendre une partie de sa production nucléaire à 42 €/MWh à ses concurrents afin de stimuler la concurrence et limiter les prix pour les consommateurs.

À la place, le gouvernement met en place le versement nucléaire universel (VNU). Ce mécanisme permettra à EDF de vendre sa production librement sur le marché tout en taxant les revenus excédentaires si les prix dépassent deux seuils avec redistribution aux consommateurs. Pour l’instant, avec des prix de marché inférieurs aux seuils d’activation de la redistribution de la rente nucléaire par le VNU, ce mécanisme ne devrait pas avoir d’impact immédiat sur les factures, maintient Bercy. Les offres de marché hors TRVE pourraient quand même évoluer selon les fournisseurs et les stratégies tarifaires mais la tendance générale reste à la stabilité.

Selon le gouvernement, le nucléaire et les renouvelables représentent aujourd’hui 90 % de la production française. C’est un atout pour protéger les consommateurs des fluctuations des marchés internationaux. La maîtrise du coût de l’électricité est un enjeu pour le gouvernement qui a promis des solutions rapides pour faire baisser les factures.

L’article Le gouvernement promet qu’il n’y aura pas d’augmentation des factures d’électricité en 2026 est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Quels enseignements tirer de cette année 2025 ? Mouvementée, celle-ci aura été marquée par de grandes réussites comme la puissance maximale de Flamanville, ou l’accord trouvé sur l’hydroélectricité, mais également de mauvaises nouvelles comme l’absence de publication de la PPE3 ou l’échec de l’appel d’offres AO7.

Que diriez-vous, entre les huîtres et la bûche, de faire un récapitulatif de l’année qui vient de s’écouler ? Si tout n’a pas été rose, il faut bien reconnaître que l’année 2025 a été riche en rebondissements. La transition énergétique impose des défis souvent difficiles à relever, en témoigne le black-out qui a secoué l’Espagne et le Portugal au printemps. Si les difficultés se sont enchaînées, en particulier pour le secteur de l’éolien ou du nucléaire sur fond de crise politique, restons positifs : la production d’énergie décarbonée n’a jamais été aussi importante.

Espérons tout de même que l’année 2026 sera placée sous le signe d’une décarbonation accélérée et d’une plus grande électrification des usages grâce à un climat politique apaisé. En attendant, revenons ensemble sur les 10 évènements français qui ont jalonné l’année, en matière d’énergie.

Les 10 actus qui ont marqué l’énergie en 2025

1 – L’absence de publication de la PPE3

Nous sommes hélas obligés de commencer ce classement par un non-évènement plutôt que par un événement. Du fait d’une instabilité constante, la classe politique française n’a pas su mettre ses divergences de côté pour faire avancer un texte essentiel au développement de toutes les filières liées à la transition énergétique, et donc à la souveraineté de la France. Du fait de cette situation, l’incertitude règne pour des secteurs comme l’éolien ou le photovoltaïque, ce qui engendre des conséquences économiques directes pour les entreprises du secteur.

2 – L’EPR de Flamanville atteint 100 % de sa puissance

Il aura fallu attendre le 14 décembre pour que l’EPR de Flamanville atteigne sa puissance électrique brute nominale, à savoir 1 669 MWe. S’il reste de nombreux essais à réaliser avant la mise en service définitive, cette étape constitue le point d’orgue d’un projet hors-norme.

3 – L’inauguration du premier parc éolien flottant de France

Ce n’est pas tant pour sa production estimée, que pour l’avancée technologique qu’il représente, que le parc éolien flottant Provence Grand Large mérite d’être cité. En première ligne, le parc a largement contribué au développement d’une filière de l’éolien offshore flottant en France. Désormais, on attend avec impatience la mise en service des parcs EFGL et EOLMED qui ne devrait plus tarder. Ensuite, tous les yeux se tourneront vers le développement du parc Bretagne Sud.

4 – Le remplaçant de l’ARENH dévoilé

Avec la fin de l’Accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH), c’est au tour du Versement nucléaire universel, aussi appelé VNU, de rentrer dans l’arène. Ce nouveau dispositif, malgré sa complexité, devrait permettre à EDF de mieux s’y retrouver d’un point de vue financier.

5 – Un accord enfin trouvé pour l’hydroélectricité française

Voilà 20 ans que la France et l’Union européenne cherchaient un terrain d’entente au sujet des barrages hydroélectriques français, sans succès. Il aura fallu attendre le 28 août 2025 pour que le gouvernement Bayrou obtienne un compromis avec la Commission européenne. Si de nombreux détails restent encore flous, l’avancée est suffisante pour permettre à EDF de relancer les investissements pour moderniser ses barrages. Objectif : augmenter la puissance totale de 20 %.

6 – Les aides pour les particuliers revues à la baisse

En mars, le tarif de rachat de l’électricité par EDF a été drastiquement revu à la baisse, passant de 0,1269 €/kWh à 0,04 €/kWh. Pour ne rien arranger, la prime à l’autoconsommation a également été revue à la baisse, ce qui rend les installations photovoltaïques beaucoup moins accessibles aux particuliers. Seule une baisse de la TVA à 5,5 % vient compenser cette baisse d’aide, mais avec des critères très stricts en contrepartie. En parallèle, le dispositif d’aide MaPrimeRenov’ a connu des difficultés notoires, dont une interruption de plusieurs mois.

7 – La plus grande batterie française mise en service

Le stockage d’électricité constitue le moyen le plus efficace pour faire face à la montée en puissance des énergies renouvelables dans le mix électrique français. Si la France est en retard sur la question, elle vient tout de même de voir sa batterie stationnaire (BESS) la plus puissante mise en service, avec 200 MWh de capacité et 100 MW de puissance au pied du pont de Cheviré, à Nantes.

8 – La facture prévisionnelle des six EPR2 dévoilée

Si tout se passe comme prévu, la construction des 6 réacteurs devrait coûter 73 milliards d’euros, soit 7,3 millions d’euros par MW. Désormais, ce devis doit faire l’objet d’un audit gouvernemental, puis le dispositif de financement doit être validé par la Commission européenne.

9 – Une année compliquée pour l’éolien en mer

Si la construction du parc d’Yeu-Noirmoutier suit son cours, et que le projet Centre-Manche 2 a été attribué, tout n’est pas rose pour l’éolien en mer. À l’image du reste du monde, la filière subit de grandes difficultés, notamment à cause de trop grands décalages entre les tarifs de revente fixés par les appels d’offres, et le coût réel des investissements. Cette situation a conduit à l’échec de l’appel d’offres AO7, qui n’a eu aucun candidat.

10 – Un ouveau record d’exportations pour EDF

En 2024, EDF avait battu un record d’exportation d’électricité avec un solde net d’exportation de 89 TWh, soit 12 TWh de plus que le précédent record de 2002. Cette année, EDF pourrait faire encore mieux puisque le solde net (non définitif) des exportations s’élevait déjà à 82 TWh au 30 novembre 2025. Bonne nouvelle en apparence, cette tendance témoigne du manque de consommation électrique de la France.

Et dans le reste du monde ?

Pour cette année 2025, impossible de ne pas évoquer le black-out qui a secoué l’Espagne et le Portugal en avril dernier. L’incident, d’une ampleur presque inédite, a plongé plusieurs millions de personnes dans le noir, avec parfois des conséquences dramatiques. Suite à cet évènement, le gouvernement espagnol a débloqué des fonds considérables pour financer des projets de stockage d’énergie et favoriser la stabilité du réseau.

À l’échelle du monde, l’éolien en mer a montré de grandes difficultés, notamment à cause d’une instabilité constante autour de l’Amérique du Nord. Cette situation met à mal les plus grandes entreprises du secteur comme Orsted. En Europe, certains appels d’offres n’ont pas eu de candidats par manque de compétitivité. En parallèle, le nouvel engouement autour du nucléaire se confirme avec des projets de SMR qui se multiplient, des réouvertures de réacteurs programmées, et une production qui se maintient à la hausse.

Enfin, comme l’année dernière, la Chine continue d’être le moteur de la transition énergétique. En plus de son monopole sur la production de panneaux photovoltaïques et de son impact sur la production d’éoliennes, le pays multiplie les projets titanesques. Outre des STEP à haute altitude, des réacteurs nucléaires à foison et des centrales photovoltaïques géantes, le pays a officiellement lancé le chantier du plus grand barrage au monde, d’une puissance de 60 GW.

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Le CCS, acronyme de Captage et stockage du carbone, a le vent en poupe, en particulier pour les installations industrielles. Au Royaume-Uni, une cimenterie va bientôt pouvoir capter pas moins de 800 000 tonnes de CO₂ par an. 

Près de Liverpool, la cimenterie Padeswood s’apprête à recevoir l’une des plus importantes installations de capture du CO₂ d’Europe. Cette dernière, mise au point par Mitsubishi Heavy Industry (MHI), devrait permettre de capturer près de 800 000 tonnes de CO₂ chaque année à partir de 2029. Le CO₂ capturé sera acheminé via un pipeline jusqu’à d’anciennes chambres de gaz souterraines situées au large de Liverpool Bay.

Pour cette cimenterie, c’est le seul moyen de faire baisser ses émissions de CO₂. En effet, le ciment est obtenu par calcination, une opération qui consiste à transformer du carbonate de calcium (CaCO₃), principal composant des roches calcaires, en chaux vive (CaO) par l’action de la chaleur, souvent aux alentours des 900°C. Cette réaction chimique entraîne une production de dioxyde de carbone.

Les projets de capture du CO₂ se multiplient, mais pas toujours pour les bonnes raisons

Pour capturer ce CO₂, MHI a mis au point une installation appelée KM CDR Process. Celle-ci repose sur trois étapes fondamentales. La première consiste à refroidir les gaz obtenus lors du processus de calcination à travers une tour dédiée, notamment afin d’éliminer certaines impuretés. Ensuite, le gaz obtenu entre dans une seconde tour par le bas, tandis qu’un solvant développé par MHI est aspergée par le haut de la tour. Ce solvant a la capacité de capturer chimiquement le CO₂ présent dans le gaz. Le gaz dénué de CO₂ sort par le haut de la tour, tandis que le solvant chargé en CO₂ est pompé vers la tour de régénération. Dans celle-ci, la chaleur permet de briser la liaison chimique, libérant alors le CO₂. Le solvant est ensuite réutilisé tandis que le CO₂ pur peut-être transporté afin d’être stocké.

Avec cette technologie, MHI fait partie des leaders du secteur, et revendique déjà 18 installations commerciales en fonctionnement. Néanmoins, l’intérêt écologique de ces installations est parfois critiqué, notamment vis-à-vis du destin du CO₂ capturé. C’est notamment le cas du projet Petra Nova, mis en service en 2017, qui est considéré comme la plus grande installation de ce type au monde avec une capacité de 1,4 millions de tonnes de CO₂ captés par an. Le procédé est ici installé sur une centrale à charbon, mais le CO₂ récolté est transporté vers un champ pétrolier via un pipeline de 130 kilomètres. Sur place, il est injecté dans le sol pour pousser le pétrole vers les puits de sortie afin d’en augmenter la production.

L’article Cette cimenterie anglaise va recevoir l’une des plus grosses installations de capture de CO2 d’Europe est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

La Chine s’apprête à étendre son parc de stockage d’énergie par air comprimé avec la construction d’une centrale géante d’une capacité de plusieurs gigawattheures. Une installation capable d’injecter de l’électricité sur le réseau pendant environ six heures.

La technologie du stockage d’énergie par air comprimé (CAES) est encore peu répandue à l’échelle mondiale, mais c’est l’une des solutions sur lesquelles mise la province chinoise du Henan pour faciliter l’intégration massive des énergies renouvelables. Les autorités locales viennent ainsi d’approuver un projet de grande ampleur, d’une puissance de 700 MW pour une capacité de 4 200 MWh. Le système sera fourni par Zhongchu Guoneng Technology Co. (ZCGN), le principal développeur de CAES en Chine. Implantée dans la ville de Sanmenxia, l’installation aura pour mission de lisser les courbes de charge régionales, de favoriser la consommation d’électricité renouvelable et de renforcer la sécurité d’approvisionnement du réseau.

Pour rappel, le CAES repose sur une station de compression qui, lors de la phase de stockage, comprime l’air en l’envoyant vers une caverne de stockage souterraine. La puissance de l’installation dépend de la capacité du compresseur, tandis que la capacité est déterminée par le volume du réservoir. En phase de déstockage, l’air sous pression est libéré, réchauffé grâce à la chaleur récupérée lors de la compression, puis détendu dans une turbine entraînant un générateur électrique.

L’un des plus grands projets de CAES du pays

Le projet du Henan comptera parmi les plus importants du pays. Sa construction devrait débuter en 2026, sous réserve de l’obtention des dernières autorisations. À ce jour, la plus grande installation CAES opérationnelle au monde se situe également en Chine, à Feicheng, dans la province du Shandong. Elle affiche une puissance de 300 MW pour une capacité de 1 800 MWh, et produit environ 600 GWh par an. Par ailleurs, une autre centrale de 700 MW pour 2 800 MWh est actuellement en construction dans la province du Jiangsu.

Au regard de ces différents projets, le CAES pourrait bien devenir l’une des nombreuses filières énergétiques dans lesquelles la Chine affirme son leadership. La technologie figure d’ailleurs parmi les solutions clés du 14ᵉ plan quinquennal chinois pour le stockage d’énergie de longue durée à grande échelle. Sur le plan économique, sa rentabilité se rapprocherait de celle des stations de transfert d’énergie par pompage-turbinage, une technologie plus mature. Selon certains analystes, le coût de l’électricité sur l’ensemble du cycle de vie d’une installation CAES serait compris entre 2,4 à 3,6 centimes d’euros par kilowattheure.

L’article 4,2 GWh : c’est la capacité record de ce grand projet chinois de stockage par air comprimé est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Le France et l’Allemagne ont développé l’éolien terrestre là où le vent souffle le plus fort. Quand l’Allemagne connaît des congestions nord sud, la France connaît des projets annulé pour saturation visuelle. Les effets ne sont pas les mêmes chez les deux voisins.

En Allemagne, la concentration régionale de l’éolien terrestre saute aux yeux à la vue des cartes. Quatre Länder du nord (Basse-Saxe, Brandebourg, Schleswig-Holstein et Rhénanie-du-Nord-Westphalie) concentrent 64 % de la capacité installée, pour seulement 35 % de la superficie nationale. Une étude de l’Office franco-allemand pour la transition énergétique (OFATE) est éclairante à cet égard.

Capacité installée de l’éolien terrestre en Allemagne par Bundesland, en kW/km², OFATE

Et la dynamique ne s’inverse pas. En 2024, ces mêmes Länders ont accueilli plus de 70 % des nouvelles capacités nettes. Le Schleswig-Holstein dépasse 560 kW installés par kilomètre carré (kW/km²), quand la Bavière reste sous les 38 kW/km².

Pourquoi de telles disparités ? Le nord du pays a des vents forts, de grands terrains disponibles et une faible densité de population. À l’inverse, le sud est plus densément peuplé, moins venté et soumis à des règles d’implantation plus strictes.

L’Allemagne a donc un système déséquilibré géographiquement avec des congestions qui en découlent. La production éolienne se concentre là où la consommation est faible à modérée tandis que les grands pôles industriels se situent au sud.

Des congestions que l’Allemagne est en train d’atténuer

L’OFATE parle d’une « inadéquation géographique entre production et consommation ». Il était même question de créer deux zones de prix en Allemagne, avec des bénéfices économiques à la clé.
Cette option a toutefois été définitivement écartée par Berlin. Dans un rapport publié le 15 décembre 2025, le gouvernement allemand a confirmé le maintien de la zone de prix germano-luxembourgeoise unique, malgré la recommandation formulée en avril par l’ENTSO-E (association des gestionnaires de réseaux européens) de scinder l’Allemagne en cinq zones tarifaires. Elle doit donc présenter un plan de renforcement des réseaux pour ne pas diviser le pays en deux.

Valeur de marché de l’éolien terrestre, OFATE

Les chiffres parlent d’eux-mêmes. En 2024, plus de 30 térawattheures ont été concernés par des mesures de redispatching. Ça fait 3 milliards d’euros. Concrètement, des parcs éoliens du nord sont bridés, parfois arrêtés, tandis que des centrales fossiles sont appelées au sud pour compenser les congestions. Les graphiques de l’Agence fédérale des réseaux montrent une explosion de ces volumes depuis 2019. L’éolien, première source d’électricité du pays, devient un facteur de congestion.

Évolution du volume de redispatching et coûts associés, OFATE avecles données du régulateur allemand BNetzA

Face à cette situation, l’Allemagne avait activé le levier économique. Le modèle du rendement de référence module la rémunération des projets selon la qualité du site. Un parc situé dans une zone peu ventée peut percevoir un tarif jusqu’à deux fois supérieur à celui d’un site très exposé. Un autre levier, plus contraignant, actionné récemment : la loi impose désormais aux Länders de réserver environ 2 % de leur territoire à l’éolien terrestre d’ici 2032. Une manière de rééquilibrer la répartition.

France : même problème de concentration mais pas les mêmes conséquences

En France, la concentration régionale est aussi inégale que l’Allemagne. Les Hauts-de-France et le Grand Est, qui ne représentent que 16 % de la surface du territoire métropolitain, concentrent la moitié de la puissance éolienne installée. Le sud et l’ouest restent peu équipés (bien que l’offshore viennent partiellement rééquilibrer la balance).

Capacité terrestre installée à 2024, OFATE

Mais le réseau électrique français n’est pas soumis à de telles congestions car l’éolien ne représente que 8,7 % du mix électrique en 2024.

Le problème est plutôt d’ordre juridique. Depuis le milieu des années 2010, la notion de « saturation visuelle » s’est imposée dans la jurisprudence avant d’entrer dans la loi en 2023. Les services instructeurs évaluent désormais l’« effet d’encerclement » et les « angles de respiration ». En avril 2025, un projet de 63 éoliennes dans les Ardennes a été annulé pour ce motif.

Occurrence de la notion de saturation visuelle dans la jurisprudence du Conseil d’État et des cours administratives d’appel, représentation OFATE à partir du Conseil d’État

Pour l’OFATE, il ne s’agit pas d’un rejet massif de l’éolien par les populations locales. Les enquêtes d’opinion montrent même une image globalement positive dans les communes qui en ont beaucoup. Nous avions d’ailleurs écrit sur une borne de recharge équipée d’éoliennes, où la mairie, de droite, remarquait l’apport pour la commune bien, qu’idéologiquement, elle préfère le nucléaire.

Désormais, la concentration devient un frein au développement futur avec cette saturation sous l’angle juridique. Le SRADDET vise alors une déconcentration du déploiement qui n’est pas aussi flagrante en Allemagne.

Production éolienne en 2023 (gauche) vs les projections de déploiement SRADDET (droite), représentation OFATE

Outre-Rhin, la concentration est avant tout un problème de circulation des électrons, de réseaux et de coûts système. Elle se mesure en térawattheures écrêtés et en milliards d’euros.

En France, elle se traduit par des décisions de justice et des projets annulés. Deux symptômes différents d’un même déséquilibre territorial. D’un côté, une réponse structurée, économique et foncière. De l’autre, une approche plus progressive, fondée sur la planification et l’incitation, sans contrainte nationale équivalente.

L’article Éolien : de forts déséquilibres territoriaux en Allemagne et en France est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Avide de matières premières, la Chine met tout en œuvre pour rester le moteur international de la transition énergétique. Parmi les éléments qu’elle espère dompter figure le bore, que l’on retrouve dans les aimants permanents ou les panneaux photovoltaïques. Elle vient de trouver un moyen de l’extraire de l’eau de mer. 

Tout le monde ne le sait pas, mais le bore n’est pas utile que dans les produits de nettoyage ménager ou dans les insecticides domestiques. C’est un des éléments essentiels à la transition énergétique, et la Chine en est première consommatrice au monde. Problème : la production de cet élément est concentrée en Turquie pour 65% et aux États-Unis pour 20%. De ce fait, on ne sera pas étonné d’apprendre que l’université chinoise Northwest A&F a travaillé sur de nouvelles manières d’obtenir du bore et ainsi réduire la dépendance du pays sur le sujet.

Les chercheurs chinois sont parvenus à mettre au point un gel, appelé MMS, qui comprend du MXène et un composé d’oxyde de magnésium. Ce savant cocktail, formé en fines feuilles de 2 mm d’épaisseur, permet de produire de l’eau douce à partir d’eau salée, et d’extraire le bore de celle-ci, tout cela grâce à l’énergie solaire.

Durant des expériences en laboratoire, le gel MMS aurait permis d’atteindre un taux d’évaporation de 2,14 kg d’eau douce par mètre carré et par heure, tout en accumulant au total 225 milligrammes de bore sur 9 heures d’expérience. Enfin, le gel aurait montré une efficacité résiduelle de 86% après 7 cycles de réutilisation. Suite à ces essais en laboratoire, des essais en plein air ont validé la viabilité de ce gel avec une production de 5,2 kg d’eau douce et 122 mg de bore par mètre carré sur une journée.

Le bore, élément important de la transition énergétique

Cette innovation technologique suscite de nombreux espoirs. D’abord, elle ouvre des perspectives intéressantes pour les pays ou l’eau douce se fait rare en permettant l’extraction d’un composé qui peut être toxique pour l’être humain en trop forte quantité.

En parallèle, les applications du bore se multiplient avec la transition énergétique. Il est notamment utilisé pour doper les cellules photovoltaïques, et en améliorer le rendement. D’autre part, on le retrouve dans les aimants permanents de type néodyme-fer-bore (NdFeB), qui sont très utilisés pour les moteurs de véhicules électriques mais également pour les turbines d’éoliennes par exemple. Le bore est de plus en plus utilisé dans le secteur de la défense et de l’aérospatiale comme carburant solide, et comme composant.

Enfin, son utilisation pourrait augmenter dans le domaine du nucléaire. L’année dernière, la Chine a obtenu la capacité à enrichir du bore-10 à hauteur de 70%, ceci afin d’optimiser les systèmes de contrôle de la réaction dans les réacteurs nucléaires.

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Validée le 22 décembre par la Commission européenne au titre des aides d’État, la réforme du mécanisme français de capacité le rend plus centralisé, géré par RTE et les procédures changent. On fait le point.

La Commission européenne a donné son feu vert à la réforme du mécanisme français de capacité (comme c’est le cas sur toute aide d’État). Il entrera en vigueur pour une durée de dix ans à compter de novembre 2026. L’aide avoisinera les 2 milliards d’euros par an pour couvrir les 150 à 200 heures les plus tendues du système électrique, principalement en période hivernale, en rémunérant la disponibilité de capacités de production, de stockage et d’effacement.

Le cœur de la réforme est la centralisation du dispositif. RTE devient acheteur unique de capacité et organise, pour chaque période de livraison, jusqu’à deux enchères de sélection fondées sur une courbe de demande capacitaire. Cette courbe est proposée par RTE dans un rapport de paramétrage et soumise à l’avis de la CRE avant validation ministérielle.

Les interconnexions sont intégrées

Conformément à la volonté d’interconnexion de la Commission, le mécanisme intègre explicitement les contributions transfrontalières à la sécurité d’approvisionnement. La Belgique pourra notamment participer aux enchères, soit via la certification d’interconnexions, soit via des procédures de participation directe de capacités étrangères, dans la limite de leur contribution effective à la réduction du risque de défaillance du système électrique en France.

La réforme introduit également la possibilité de rémunérations pluriannuelles, jusqu’à quinze ans, pour certaines capacités nouvelles ou faisant l’objet d’investissements significatifs. Cela permet notamment de garantir des revenus à des centrales éjectées de l’ordre de mérite, car leur production coûte cher mais est fiable et l’équilibre économique n’est plus atteint hors marché de capacité. Le devenir, lié à sa participation ou non, de la centrale au charbon de Saint-Avold sera en partie écrit par cette réforme.

Dans son avis d’octobre, la CRE est réservée sur l’intégration d’objectifs spécifiques de développement du stockage et de l’effacement. Selon elle, le recours à des volumes dédiés lors des enchères risque d’altérer la formation du signal prix capacitaire. C’est pourtant une grande source de revenus pour les batteries aujourd’hui.

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Les centres de données américains gourmands en électricité misent sur… des réacteurs d’avion, adaptés en générateurs. Carburant au gaz, cette électricité est très carbonée pour répondre à leur soif sans limite.

La start-up américaine Boom, connue pour son projet d’avion supersonique Overture (qui n’a pas encore volé), se lance sur un autre marché qui n’était pas logique de prime abord. À y regarder de plus près, on comprend mieux pourquoi l’entreprise a levé 300 millions de dollars pour industrialiser Superpower, une turbine à gaz dérivée de son moteur Symphony. Elle alimente directement des centres de données énergivores sans dépendre d’un réseau électrique souvent saturé ou trop lent à se renforcer.

Chaque turbine pourrait fournir 42 mégawatts (MW) d’électricité en continu sans eau de refroidissement, même par fortes chaleurs. En fait, la startup vient répondre à l’explosion de la consommation d’électricité (taille du raccordement, fiabilité de l’alimentation…) causé par l’essor des datacenters. Boom a déjà signé un contrat avec la start-up Crusoe pour la livraison de 29 turbines totalisant 1,2 gigawatts (GW) de puissance sur le projet Stargate d’OpenAI et d’Oracle au Texas. Les premières livraisons sont prévues en 2027.

Boom n’est pas seule sur ce segment. La société ProEnergy reconvertit d’anciens réacteurs d’Airbus A310 ou de Boeing 767 en centrales électriques temporaires capables de produire jusqu’à 48 MW chacune. Une vingtaine de ces turbines issues des avions fonctionnent déjà sur des sites texans.

Des solutions promises temporaires qui polluent fortement

Ces solutions sont pensées comme transitoires : cinq à sept ans, le temps de raccorder les datacenters au réseau. En partie pour qu’elles soient mieux acceptées et parce que l’électricité peut être plus chère à produire. Si le business est florissant, cette action n’est pas sans conséquence sur les émissions de gaz à effet de serre. Comme le rappelle Jean-Marc Jancovici sur LinkedIn, « tout ce qui peut permettre de les alimenter en électricité est bon à prendre » pour les géants du numérique, quitte à recourir massivement au gaz.

Le problème, souligne-t-il avec les fuites liées à son extraction et à son transport, est que « le gaz est, par unité d’énergie, un peu moins émissif que le charbon mais autant que le pétrole ».

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À partir de 2027, les importateurs européens de gaz, pétrole et charbon devront démontrer que leurs produits respectent les mêmes seuils d’émission de méthane que ceux produits dans l’Union. Le méthane est une bombe à réchauffement climatique.

L’UE exige déjà que les producteurs européens mesurent et limitent les fuites de méthane sur leurs sites. Cela vient du règlement méthane adopté en 2024. Ça, c’est pour les émissions intérieures. Mais pour la première fois à partir de 2027, ces obligations vont s’étendre aux importations. Concrètement, les entreprises devront prouver que le pétrole, le gaz et le charbon qu’elles achètent à l’étranger respectent les normes européennes de contrôle et de réduction du méthane.

À partir de 2028, elles devront aussi déclarer l’intensité méthane totale des volumes importés. Alors pourquoi se focaliser sur l’émission d’un gaz, lors de l’extraction du combustible principal, qui n’est même pas celui qui sera émis lorsqu’il sera brulé à des fins de chauffage ou de production d’électricité ?

Le méthane a un pouvoir réchauffant environ 80 fois plus grand que le CO₂ sur vingt ans. Réduire ses émissions est donc un levier rapide et efficace pour limiter la hausse des températures, d’autant plus que les fuites sont localisées, faciles et peu onéreuses à colmater dans l’extraction, le transport, le stockage et la distribution de combustibles fossiles. Ce sont des bombes climatiques simples à contenir et la contrainte pèse, en réalité, peu sur le prix final du combustible.

L’extraterritorialité permettra-t-elle de contraindre les producteurs étrangers ?

L’application de ce règlement obligera les importateurs à plus de traçabilité. Les fournisseurs étrangers devront eux-mêmes fournir leurs données sous peine de voir leurs produits exclus du marché européen. Comme pour l’implémentation d’une nouvelle contrainte extraterritoriale (mécanisme d’ajustement carbone aux frontières, émissions pour la fabrication de panneaux solaires…) la Commission européenne propose des flexibilités dans la mise en œuvre comme des certificats de conformité ou le suivi contractuel des émissions.

Peut-être que l’UE arrivera à ordonner aux gros exportateurs (Qatar, États-Unis…) de colmater leurs fuites. Cette réglementation intervient à un moment où l’UE cherche à se passer du gaz russe, à s’approvisionner ailleurs et sous une autre forme (moins de gazoduc, plus de gaz naturel liquéfié) dans un contexte de marché tendu (reprise économique chinoise…).

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Le groupe Atlantic, spécialiste français du chauffage et de la climatisation, a trouvé son repreneur. Le conglomérat Paloma-Rheem, basé à Tokyo, s’apprête à prendre une participation majoritaire dans l’entreprise vendéenne, mettant fin à des mois d’incertitude.

L’annonce est tombée lundi 22 décembre par communiqué : le groupe Atlantic, fleuron industriel français implanté en Vendée, sera repris par Paloma-Rheem. Ce conglomérat japonais et américain, dont le nom figurait parmi les candidats pressentis, met ainsi un terme à un long suspense marqué par des tensions entre les deux familles actionnaires du groupe français.

Un acteur méconnu en Europe mais solidement implanté ailleurs

Si Paloma-Rheem reste peu connu sur le Vieux Continent, le groupe jouit d’une forte présence en Asie et sur le continent américain. Cette acquisition s’inscrit dans une stratégie de consolidation déjà amorcée : il y a près d’un an, le conglomérat avait déjà racheté Fujitsu General, partenaire historique d’Atlantic pour la fourniture de groupes extérieurs de pompes à chaleur.

L’opération prévoit une prise de participation majoritaire, tout en maintenant une partie des actionnaires actuels au capital. Selon le communiqué, le siège social restera en France et Atlantic deviendra une entité autonome au sein de Paloma-Rheem. L’équipe dirigeante actuelle conservera ses fonctions.

Une opportunité face à la concurrence internationale

Pour Damien Carroz, président du Directoire de Groupe Atlantic, cette transaction représente « une formidable opportunité de développement ». Le dirigeant souligne que « dans un contexte de concurrence internationale accrue, cette opération nous donne les moyens de renforcer notre compétitivité tout en accélérant notre transition vers les solutions thermodynamiques ».

L’opération devrait être finalisée à la mi-2026, sous réserve des autorisations réglementaires nécessaires. La vente reste en effet soumise au contrôle des investissements étrangers en France, procédure destinée à protéger les intérêts stratégiques nationaux. Cette acquisition marque un tournant pour Atlantic, qui devra désormais conjuguer son ancrage local et son intégration dans un groupe international pour poursuivre son développement dans le secteur en pleine mutation de la transition énergétique.

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L’Union française de l’électricité (UFE), principal lobby de l’électron dans l’Hexagone, a présenté ses mesures pour accélérer l’électrification des usages : pouvoir d’achat, solutions, égalité avec les fossiles, tout est passé en revue.

L’Union française de l’électricité a présenté, le 22 décembre, un plan pour électrifier la France. Dix piliers, plus de cinquante mesures, le lobby étale sa liste de Noël alors que le gouvernement travaille sur un grand plan d’électrification. L’UFE veut que soit lancée une campagne nationale « 2026, l’année de l’électrification des usages », pour mettre en avant les bénéfices économiques et écologiques des pompes à chaleur et véhicules électriques.

Alors que les ventes de PAC reculent, que la fin de la vente des véhicules thermiques à 2035 a été ajournée, le lobby recommande au politique la nomination d’un ambassadeur dédié à l’électrification en Conseil des ministres. Dans la continuité de cette campagne, l’idée serait de lancer une « loi Evin anti-fossiles », pour limiter la visibilité des énergies fossiles.

Pour faciliter l’accès aux informations et aides disponibles, l’UFE suggère la création d’une plateforme unique regroupant dispositifs nationaux et locaux ainsi qu’un calculateur en ligne pour aider les ménages à décider, qu’ils estiment les économies financières et les réductions d’émissions associées aux différentes solutions électriques auxquelles ils ont accès.

Détaxer l’électricité ?

Comment rendre les solutions électriques plus compétitives ? L’UFE propose la réduction de la fiscalité sur l’électricité, la garantie d’une parité de prix avec les alternatives fossiles via des dispositifs d’aides ciblés et l’instauration d’une trajectoire pluriannuelle des aides pour assurer visibilité et pérennité des investissements. Éviter le scénario MaPrimeRénov’, en somme. Une task-force sur les certificats d’économies d’énergie serait chargée d’identifier de nouveaux gisements d’électrification, notamment dans la mobilité.

Avec quels moyens ? L’UFE propose un compte d’affectation spéciale alimenté par les recettes carbone et le malus automobile, le déploiement de « contrats de passage à l’électrique » pour limiter le reste à charge des ménages et collectivités et la création d’accords tripartites pour les grands projets industriels. Les aides sectorielles seraient liées et bonifiées dans le temps pour encourager les parcours globaux d’électrification, pas simplement les actes monotâches.

Un permis de conduire électrique

Comment se déplacer ? l’UFE souhaite généraliser le « permis de conduire électrique » et le leasing social pour véhicules électriques, faciliter l’accès aux véhicules d’occasion et étendre les bornes de recharge pilotables, y compris dans le résidentiel collectif. Pour la rénovation, le plan du lobby propose un schéma directeur des pompes à chaleur, un leasing social, un fonds obligataire vert et un bonus-malus fiscal pour inciter les propriétaires bailleurs à rénover les logements les plus énergivores.

L’État et les collectivités sont également invités à redoubler d’efforts : recensement des formations, planification de la sortie des énergies fossiles pour les bâtiments publics et renforcement des flottes publiques électriques sont au menu. L’UFE termine ses recommandations par la formation des professionnels de la mobilité et de la construction, la création de centres d’expertise et l’intégration de l’électrification dans les cursus scolaires et universitaires ainsi que l’organisation de hackathons pour stimuler l’innovation industrielle.

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L’État a tranché : la ligne électrique très haute tension (THT) de 400 000 volts reliant Jonquières-Saint-Vincent (Gard) à Fos-sur-Mer (Bouches-du-Rhône) sera construite en aérien avec 180 pylônes sur 65 km pour décarboner la zone de Fos.

Une ligne souterraine ou partiellement immergée : les alternatives ne manquent pas quand on regarde les solutions à la disposition de RTE pour augmenter la puissance de raccordement de la zone industrialo-portuaire de Fos-sur-Mer depuis la vallée du Rhône. Pourtant, « en termes de délai de mise en œuvre, de coût et de disponibilité de puissance » pour surélectrifier ce site stratégique, l’État a considéré la solution aérienne proposée par RTE comme la plus adaptée, dans un rapport daté du 18 décembre. 

Les lignes enterrées auraient coûté bien plus cher et les délais supplémentaires seraient incompatibles avec la décarbonation, se justifie l’État. En aérien, c’est un « dimensionnement de forte puissance et une sécurisation du réseau régional » à un « coût maîtrisé » dit-il. Mais pourquoi décarboner Fos-sur-Mer ? La zone industrialo-portuaire concentre près de 25 % des émissions industrielles françaises de CO₂ et doit accueillir une trentaine de projets industriels, de la sidérurgie (avec GravitHy) à l’hydrogène bas carbone (H2V) en passant par la production de panneaux solaires. Rien que GravitHy, c’est 1,15 GW, soit un quart de ce que pourra fournir la future ligne THT.

Toutes les crispations se sont révélées lors du débat public

Alors que l’État avait rendu facultative la consultation publique, il l’avait quand même provoquée sous l’égide de la Commission nationale du débat public (CNDP). Le collectif THT 13/30, regroupant agriculteurs, associations environnementales, élus et citoyens, demandait un tracé enterré ou des lignes alternatives pour limiter l’impact sur la Camargue, la réserve naturelle des Coussouls et quatre zones Natura 2000.

La Direction régionale de l’environnement, de l’aménagement et du logement (Dreal Occitanie), dans une note confidentielle du 6 novembre consultée par Le Monde, Marsactu et France Inter, alertait sur le risque d’extinction en métropole du Ganga cata, un oiseau dont la population française vit entièrement en Crau. Le politique se déchire aussi sur le sujet, entre élus du nord du Gard et du pays d’Arles, opposés à la ligne, et les communes de Fos et d’Istres, soutenant le projet pour garantir les emplois et investissements industriels.

Le nombre d’emplois y est similaire mais le type d’emploi très différent : le nord vit du tourisme et le sud de l’industrie pour grossir la répartition. Le gouvernement, sous la pression des industriels et dans un contexte européen de relance de l’industrie verte, veut tenir les délais. Les recours juridiques devraient pleuvoir.

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Le stockage saisonnier d’énergie est longtemps resté un serpent de mer de la transition énergétique. Et c’est a fortiori le cas en ce qui concerne le stockage de la chaleur. Mais des projets voient le jour actuellement, faisant la part belle à la géothermie. Ainsi de ce projet suisse, qui devrait voir le jour d’ici 2031.

La ville de Berne s’est dotée d’un programme ambitieux de chauffage urbain. D’ici 2035, ce sont 50 km de conduites qui seront construites pour alimenter en chaleur l’ouest et le nord-est de la capitale suisse. L’objectif est d’approvisionner 70 % de la ville en chaleur renouvelable. Pour ce faire, l’incinérateur de Forsthaus a été modernisé, et regroupé avec, d’une part, une centrale thermique au bois et, d’autre part, une centrale gaz-vapeur de cogénération.

Une autre installation va prochainement s’ajouter à ce réseau, dans la commune de Buech. Il s’agit d’un réseau de sondes géothermiques dont la fonction sera de stocker dans le sol la chaleur excédentaire produite pendant l’été par l’incinérateur de Forsthaus. Celui-ci produit en effet de la chaleur de façon constante au cours de l’année, tandis que les besoins de chauffage, naturellement, sont plus élevés en hiver. Du fait de l’inertie thermique des sols, la chaleur pourra en effet être conservée jusqu’à l’hiver suivant, au cours duquel elle sera injectée dans le réseau de chauffage urbain.

Stocker la chaleur à 250 m de profondeur

La centrale de Buech constituera un stock géothermique de taille importante. Ce sont ainsi plus de 1000 sondes géothermiques qui seront installées jusqu’à une profondeur de 250 m, et ce, sur une superficie d’environ 5 ha. Les sondes seront couplées à des pompes à chaleur, et la puissance totale de l’installation atteindra 17 MW thermiques. Le champ situé au-dessus du réseau de sondes sera quant à lui utilisé pour l’agriculture.

Ce projet est mené par la société ewb (Energie wasser Bern). Les travaux débuteront en 2029 et la mise en service est prévue pour 2031. Un projet qui démontre que le potentiel de la géothermie intéresse en matière de stockage de chaleur, et ce pour des investissements de plus en plus conséquents.

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L’arrivée massive du solaire et de l’éolien transforme en profondeur le réseau électrique européen. La filière hydroélectrique n’échappe pas à ces changements et se retrouve sous pression. C’est ce que révèle une récente analyse qui dresse un état des lieux du parc hydroélectrique européen.

L’hydroélectricité est un pilier historique du système électrique européen, non seulement par sa part dans le mix énergétique, mais surtout par son rôle structurant pour le réseau. Selon un récent rapport de l’Observatoire des technologies pour l’énergie propre (CETO) de la Commission européenne, l’Union européenne dispose en 2023 de 153 GW de puissance installée et produit près de 300 TWh chaque année.

Sur le territoire, l’hydroélectricité constitue ainsi la deuxième source d’électricité renouvelable derrière le solaire, et son importance stratégique s’accroît à mesure que le système électrique évolue. Face à l’arrivée massive de sources intermittentes comme l’éolien et le solaire, elle contribue à la stabilité du réseau, offre de la flexibilité et permet le stockage d’énergie sur de longues durées grâce aux stations de transfert d’énergie par pompage-turbinage (STEP).

Des centrales qui s’adaptent à la production intermittente

Premier élément notable du rapport du CETO : la filière hydroélectricité subit une pression opérationnelle croissante. Les centrales sont aujourd’hui plus sollicitées qu’auparavant, et ce, de manière différente. Elles doivent désormais s’adapter aux variations importantes de production des énergies éolienne et solaire.

Concrètement, cela se traduit par des cycles démarrages/arrêts plus fréquents des turbines, accélérant l’usure des équipements, d’autant que l’âge moyen des centrales atteint environ 45 ans. Pour faire face à ces nouvelles contraintes, le rapport recommande de moderniser les installations existantes. L’investissement dans des équipements récents et des systèmes de contrôle numérique pourrait augmenter la production annuelle de 40 TWh.

Une croissance qui sera portée par les STEP

Aussi importante puisse-t-elle être pour le réseau, la filière hydroélectrique stagne dans l’Union européenne. Lors de la dernière décennie, seulement 6 GW de nouvelle puissance ont été installés. Une faible croissance qui, d’après le CETO, s’explique par le nombre limité de sites encore exploitables, les coûts élevés des nouveaux projets et surtout le durcissement des exigences environnementales rendant la construction de nouveaux barrages longue, complexe et souvent contestée.

À l’avenir, la croissance de la filière reposera en grande partie sur les STEP. L’UE compte actuellement quelque 46 GW de puissance installée, soit un quart de la capacité mondiale. Cette puissance pourrait atteindre 70 à 75 GW d’ici 2050, non pas nécessairement par la construction de grands ouvrages, mais via d’autres moyens : modernisation de stations existantes, interconnexion de réservoirs, reconversion de sites industriels ou miniers, et optimisation des infrastructures déjà en place.

Toutefois, le développement des STEP pourrait être limité par les complexes procédures d’autorisation et les investissements initiaux élevés. Par ailleurs, l’essor des batteries plus rapides à déployer et parfois plus rentables sur certains marchés constitue une concurrence croissante, même si cette technologie ne peut rivaliser avec les STEP en termes de durée de stockage.

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Nous l’abordons souvent dans nos colonnes : livrer de l’énergie aux lieux de consommation exige une infrastructure lourde. Réseaux de transport, de distribution, lignes en courant alternatif ou à courant continu, il s’agit d’un ensemble de systèmes techniques complexes faisant l’objet de développements permanents et d’innovations. Dont ce record établi par la DARPA américaine (Defense Advanced Research Projects Agency), à l’aide d’une technologie encore à ses balbutiements et bien peu connue.

En matière de transmission d’énergie, les câbles conducteurs sont aujourd’hui le principal moyen utilisé pour transporter l’électricité. Mais il existe d’autres manières de s’y prendre : les techniques de transmission d’énergie sans fil. Dans notre vie quotidienne, nous connaissons l’une d’entre elles : l’induction électromagnétique. Elle permet notamment de charger des objets connectés, comme des téléphones portables ou encore des montres, ou encore pour alimenter des véhicules électriques sur autoroute, comme cela a été démontré tout récemment.

Et si ce mode de transmission d’énergie ne fonctionne que sur une courte distance, il existe d’autres technologies qui permettent de résoudre cette contrainte. Basées sur l’utilisation de faisceaux de micro-ondes à faible divergence ou de laser fonctionnant à des fréquences proches de la lumière visible, elles permettent de transmettre de l’électricité sans nécessiter de conducteur intermédiaire, et ce sur de longues distances.

Transmettre l’électricité par la lumière

Le système POWER (Persistent optical wireless energy relay) est de ce type. Il est constitué d’un côté d’un émetteur laser, alimenté en électricité, et de l’autre d’un récepteur combinant un miroir parabolique et des cellules photovoltaïques, lesquelles se chargent de convertir la lumière en électricité. Grâce à ce système, une équipe de développement de la DARPA a établi un nouveau record : elle est parvenue à transmettre 800 W pendant 30 secondes, et ce à 8,6 km de distance. C’est un mégajoule qui a ainsi été transmis.

Le rendement global de ce transport d’énergie ne fait pas l’objet de communication particulière, mais un calcul de coin de table indiquerait une valeur de l’ordre de 25 %. C’est très faible, surtout lorsqu’on le compare à celui des lignes électriques plus classiques, mais un tel système peut s’avérer très utile dans les situations où l’installation de câbles est difficile du fait, notamment, du terrain, ou de délais réduits. Ou encore pour alimenter en énergie des drones en vol. À ce titre, il n’est guère surprenant qu’une telle technique intéresse l’agence américaine spécialisée dans la recherche militaire.

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Conséquence du black-out espagnol, l’Europe vient de présenter huit projets stratégiques censés améliorer la sécurité énergétique européenne. En haut de cette liste : deux interconnexions à travers les Pyrénées pour sécuriser la péninsule ibérique, que la France est accusée de freiner. 

Le black-out espagnol d’avril 2025 continue de faire parler, en particulier à Bruxelles. Pour éviter qu’une telle situation ne se reproduise, la Commission européenne réfléchit aux solutions pour améliorer le réseau énergétique européen dans son ensemble. Elle a déjà estimé une enveloppe de 1200 milliards d’euros d’ici 2040 pour le renouvellement et le développement du réseau électrique européen, et vient d’annoncer une liste de huit projets prioritaires.

• Pyrenean crossing 1 & 2, deux liaisons électriques à travers les Pyrénées pour mieux intégrer la péninsule ibérique au réseau européen,
• Interconnexion de la Grande Mer, pour connecter l’île de Chypre à l’Europe continentale,
• Harmony Link, pour renforcer l’interconnexion électrique des États baltes et renforcer leur sécurité énergétique,
• Gazoduc transbalkanique (TBP), pour accroître la résilience des approvisionnements énergétiques dans la région des Balkans,
• Bornholm Energy Island, pour faire de la mer Baltique une plateforme d’interconnexion marine,
• Corridor SudH2, pour le transport de l’hydrogène entre la Tunisie, l’Italie, l’Autriche et l’Allemagne,
• Corridor hydrogène sud-ouest, du Portugal et de l’Allemagne.
• Améliorer la sécurité énergétique et la stabilité des prix de l’Europe du Sud-Est,

Si les deux projets d’interconnexion à travers les Pyrénées sont en tête de cette liste, ce n’est pas un hasard. Suite à l’incident du 28 avril, l’Espagne et le Portugal avaient demandé à la Commission européenne d’apporter une impulsion politique pour renforcer ces interconnexions, tout en déplorant un manque d’engagement de la France à ce sujet.

La France, carrefour européen de l’énergie

D’ailleurs, ce manque de dynamisme français a été relevé par Dan Jorgensen, commissaire européen à l’Énergie, qui n’a pas hésité à déclarer : « Je pense n’offenser personne en disant que parfois, la France s’est montrée réticente à développer ses interconnexions ». Selon lui, augmenter les liaisons entre les pays ne peut être que positif, et permettrait à la France « d’éviter 40 blackouts » par an. Bien que des tensions existent sur le réseau national français, en particulier au sud-est du pays, la situation est plus complexe qu’elle n’y paraît. D’abord, la Commission européenne, qui a fixé à la France un objectif de 15 % d’interconnexions d’ici à 2030, estime le niveau actuel d’interconnexion à seulement 4,7 %. De son côté, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) a estimé ces interconnexions à 12,5 %, et même 16 % en considérant les facteurs de charge des parcs éoliens et solaires.

D’autre part, du fait de sa position géographique, la France joue le rôle de carrefour énergétique à l’échelle de l’Europe. De ce fait, une hausse de ces interconnexions pourrait augmenter les flux de transit entre une Europe du Sud produisant principalement de l’électricité solaire, et une Europe du Nord produisant de l’électricité éolienne. La France devrait alors renforcer le dimensionnement de son réseau en conséquence pour éviter les congestions, sans que les consommateurs français n’en profitent.

Des projets d’interconnexion en cours

Quoi qu’il en soit, ces deux nouveaux projets d’interconnexion entre la France et l’Espagne, qui avaient déjà été envisagés par le passé, vont pouvoir être dépoussiérés. Un accord intergouvernemental signé en 2015 prévoyait, en effet, la construction d’une liaison enterrée entre la Navarre ou le Pays basque espagnol et le département des Landes. Une deuxième liaison devait être créée entre l’Aragon et les Pyrénées-Atlantiques.

Actuellement, une nouvelle liaison électrique entre l’Espagne et la France est déjà en construction et devrait être mise en service à partir de 2028. Complexe, elle relie Bordeaux à Bilbao principalement sous la mer. Plus au nord, le Celtic Interconnector, entre la France et l’Irlande, suit son cours. Sa mise en service est prévue début 2027.

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