Ce n’est pas un scoop : la France accuse un sérieux retard en matière de stockage d’énergie. Ce nouvel inventaire mis en place par la Commission Européenne ne fait que confirmer ce constat. 

La Commission européenne vient de dévoiler un inventaire de toutes les capacités de stockage d’énergie en Europe. Très intéressant, cet inventaire permet d’en savoir plus sur les capacités actuelles et futures de près de 32 pays. Mis à jour en temps réel, et évolutif, l’inventaire fait actuellement état de presque 67 GW de capacité de stockage opérationnelle, plus de 66 GW de projets en construction ou annoncés.

En tête de ce classement, on retrouve l’Allemagne et le Royaume-Uni. L’Allemagne compte, au total, 249 installations opérationnelles, et 193 projets annoncés pour une capacité de stockage effective de 8,08 GW et 4,67 GW de projets. Outre-manche, le Royaume-Uni compte 8,45 GW d’installations opérationnelles, et plus de 33 GW annoncés ou en cours de construction ! Parmi ces 33 GW, 6 GW de capacité sont en cours de construction, et 8 GW ont été autorisés.

À lire aussi Voici la carte des grands sites de stockage d’énergie en France

Les STEP dominent les capacités de stockage, mais pour combien de temps ?

Il est intéressant de noter que, pour l’heure, c’est le stockage mécanique qui domine. Les STEP affichent, au total, presque 55 GW de capacité de stockage. Les installations de stockage par batterie (BESS) opérationnelles ne représentent que 11 GW de capacité, tandis que les systèmes de stockage d’énergie thermique ne sont responsables que de 1,1 GW de capacité, presque exclusivement en Espagne.

Néanmoins, dans les années à venir, les rôles pourraient s’inverser, car les projets de stockage électrochimique sont très nombreux. À travers l’Europe, ces projets annoncés, ou en cours de construction, représentent 57,33 GW répartis à travers 755 installations.

À lire aussi Quelle quantité d’électricité le Royaume-Uni doit-il stocker pour réussir sa transition ?

La France est très en retard sur ses voisins

En observant la carte des installations de stockage d’énergie, on constate une constellation de points représentant les actuelles et futures installations de stockage, en particulier dans l’ouest de l’Europe. Néanmoins, un pays fait exception : la France. L’Hexagone peut compter sur ses STEP, qui représentent une puissance totale de 5,72 GW. Néanmoins, au-delà de ces installations vieilles de plusieurs décennies, les projets français sont rarissimes. On ne dénombre ainsi que 190 MW d’installations en construction, et 180 MW de projets annoncés. Ces chiffres sont dérisoires en comparaison aux 33 GW de projets anglais par exemple.

Il ne s’agit pas d’une surprise : la France a choisi de miser sur la flexibilité plutôt que sur le stockage. Cette stratégie singulière a été illustrée par la récente Programmation pluriannuelle de l’énergie, qui fixe les grands objectifs français en matière d’énergie pour les 10 prochaines années, et dans laquelle la notion de stockage est presque absente. Reste désormais à EDF de relever le défi de l’intermittence des ENR avec le parc nucléaire, sans accélérer le vieillissement de ce dernier.

L’article Cette carte illustre le retard colossal de la France en matière de stockage d’énergie est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Sans les images, on aurait du mal à y croire. Évacuées sans ménagement, les anciennes lignes de production de Systovi symbolisent parfaitement la tourmente dans laquelle se trouve la filière française du photovoltaïque. 

La scène se passe à Carquefou, dans la banlieue nantaise. Des chariots élévateurs vident « énergiquement » un vaste hall de tous ses équipements. Ce site industriel, c’est l’usine de Systovi, un fabricant français de panneaux photovoltaïque qui a été contraint de mettre la clé sous la porte il y a quelques mois à peine. À en croire les « précautions » prises par les équipes chargées du démontage, visibles dans une vidéo publiée sur le réseau social LinkedIn, tous ces équipements dernier cri seront revendus au prix de la ferraille. Difficile d’y croire, quand on sait que la dernière ligne de production a été inaugurée en 2023, et a nécessité un investissement de près de 1,5 million d’euros.

Symbole d’une filière européenne du photovoltaïque en difficulté

Cette situation ne fait qu’illustrer le marché actuel du photovoltaïque à l’échelle mondiale. Cette usine, équipée de lignes de production fabriquées en Europe, aurait pu participer à un « circuit court » du photovoltaïque, et ainsi limiter l’impact environnemental des installations solaires.

Mais la concurrence aura été trop forte. Bien aidés par les subventions gouvernementales, les fabricants chinois inondent le marché européen de panneaux solaires bon marché. Les usines européennes, et en particulier les usines françaises, ne parviennent pas à suivre le rythme. Cette situation a eu des conséquences lourdes. Depuis plusieurs années, les fermetures d’usines européennes s’enchaînent : Solarwatt, Photowatt ou encore Systovi.

À lire aussi C’est terminé pour Photowatt, l’un des derniers fabricants français de panneaux solaires

À quand une industrie française compétitive ?

Face au monopole chinois actuel, un renouveau de l’industrie française en matière de photovoltaïque devrait nécessairement passer par des aides de la part de l’État, afin de privilégier la fabrication française, voire européenne. Si la bataille semble perdue pour les panneaux au silicium, le développement de nouvelles technologies comme la pérovskite qui se montre prometteuse, pourrait redistribuer les cartes. Pour l’heure, les messages envoyés par le gouvernement sont plutôt contraires. Celui-ci chercherait à limiter le soutien public au solaire, notamment pour éviter un potentiel écart entre la production et la consommation électrique du pays.

L’article Cette usine française de panneaux solaires est jetée à la poubelle après sa faillite est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Les erreurs humaines peuvent arriver, même dans une centrale nucléaire. La récente fuite de liquide de refroidissement de l’EPR finlandais en est l’illustration. Heureusement, aucune conséquence sur l’environnement n’est à déplorer. 

Comme disait l’ancien président Jacques Chirac, « les problèmes, ça vole toujours en escadrille ». C’est ce que doivent se dire les équipes de TVO, l’entreprise chargée de l’énergie nucléaire en Finlande. Après la construction plus que laborieuse de son réacteur EPR Olkiluoto 3, dont la mise en service avec 13 ans de retard, voilà que celui-ci vient de subir une fuite de liquide de refroidissement radioactif.

Cet incident a eu lieu lors de la maintenance annuelle du réacteur. Durant cette opération, au moment du remplissage de la piscine du réacteur, 100 mètres cubes de liquide de refroidissement radioactif se sont échappés de la piscine pour s’écouler dans les salles de confinement, et dans le système de drainage de l’enceinte de confinement.

À lire aussi L’unique réacteur nucléaire EPR d’Europe a produit son premier térawattheure

Plus de peur que de mal

Il semblerait que cette fuite ait été causée par une erreur humaine : une trappe de la piscine n’aurait pas été refermée correctement, ce qui aurait causé cet incident. Heureusement, selon l’exploitant TVO, la fuite n’a eu aucune conséquence notoire grâce aux mesures de sécurité prises. Il n’y aurait eu aucun risque pour le personnel, l’environnement ou la sûreté nucléaire. D’ailleurs, le calendrier de la maintenance du réacteur n’a pas été modifié, et l’opération de maintenance devrait s’achever en mai 2025, comme prévu.

Pour rappel, l’EPR Olkiluoto 3, qui couvre aujourd’hui 14 % du mix électrique de la Finlande, a connu de multiples aléas durant sa construction. À l’image de l’EPR de Flamanville, le 3ᵉ EPR au monde a connu d’importants dépassements de budgets avec une estimation finale à 11 milliards d’euros contre 3,37 milliards initialement prévus. Le chantier, démarré en 2005, a été jalonné de problèmes techniques qui n’ont fait que décaler sa mise en service commerciale. Prévue en 2010, celle-ci n’a finalement eu lieu qu’en 2023. Ces nombreux retards et surcoûts ont engendré une bataille juridique et financière entre Areva et l’exploitant TVO. Elle s’est soldée en 2021, avec le versement de 600 millions d’euros d’Areva pour TVO.

L’article Fuite de liquide de refroidissement radioactif dans l’EPR Finlandais d’Olkiluoto est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Dans un rapport publié en mars 2025, la Cour des comptes dresse un bilan contrasté du développement du biogaz en France. Si elle en reconnaît les atouts environnementaux et agricoles, les sages s’interrogent sur la cohérence des objectifs fixés par l’État et sur le poids croissant du soutien public.

Produit par méthanisation de matières organiques, le biogaz présente des avantages pour remplacer le gaz fossile. Il permet la valorisation des déchets agricoles et de fournir un revenu complémentaire aux exploitants : selon la Cour des Comptes, les agriculteurs impliqués dans la méthanisation ont vu leur excédent brut d’exploitation augmenter de « 40 000 euros à un an à 55 000 euros à cinq ans ».

Fin 2023, la France comptait 1 911 méthaniseurs, dont 652 injectaient du biométhane dans le réseau de gaz. Cette production reste cependant marginale : en 2023, le biogaz représentait 2,4 % de la consommation de gaz en France​.

À lire aussi Bientôt du biogaz liquéfié pour faciliter sa production par les petits agriculteurs ?

Des objectifs flous

Dans le viseur de la Cour, l’incertitude sur les objectifs à long terme. Alors que la France vise la neutralité carbone en 2050, le rôle exact du biogaz dans le mix énergétique reste mal défini. En 2030, la production devrait atteindre 50 térawattheures (TWh) mais cette trajectoire repose sur des hypothèses incertaines, notamment sur la disponibilité des ressources en biomasse​.

Le rapport souligne que dès 2030, 15 TWh de biogaz pourraient manquer, faute de matières premières suffisantes. La concurrence entre usages alimentaires et énergétiques de la biomasse pourrait poser problème​. La filière bénéficie d’un soutien financier important : entre 2011 et 2022, les tarifs d’achat garantis ont coûté 2,6 milliards d’euros aux finances publiques. À cela s’ajoutent les subventions à l’investissement (500 millions d’euros entre 2019 et 2023), des exonérations fiscales et d’autres aides indirectes​.

À lire aussi Comment produire soi-même du gaz naturel renouvelable ?

Jusqu’à 27 milliards d’aides d’ici 2037

Le coût de ce soutien pourrait exploser : d’ici 2037, les engagements déjà pris représenteraient entre 22 et 27 milliards d’euros. La Cour met en garde contre l’impact de cette politique sur les finances publiques et plaide pour une meilleure régulation des aides​.

Face à ces critiques, le gouvernement prévoit de remplacer progressivement les tarifs d’achat par un mécanisme de certificats de production de biogaz (CPB). Ce système, financé par les fournisseurs de gaz et non plus par l’État, doit entrer en vigueur en 2026. Mais la Cour exprime des doutes sur sa viabilité et son impact sur les prix pour les consommateurs​. Elle recommande également de mieux encadrer le développement des méthaniseurs, d’améliorer la planification des ressources en biomasse et de mieux surveiller les effets de la méthanisation sur les pratiques agricoles​.

L’article Biogaz : il coûterait des milliards en aides publiques pour une efficacité mitigée sur la transition énergétique est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

TotalEnergies a officiellement annoncé, samedi, l’abandon de son projet de centrale photovoltaïque Maya en Guyane française, initié en 2019. Cette décision découle de l’actualisation de la Programmation Pluriannuelle de l’Énergie (PPE) 2025-2035, qui redéfinit les priorités énergétiques du pays.

Dans un communiqué transmis à l’AFP, le groupe pétrolier et gazier français a justifié son retrait en invoquant l’absence de besoin supplémentaire en production d’énergie pilotable autour de Cayenne. Cette révision de la feuille de route énergétique exclut en effet l’ajout de nouvelles infrastructures capables d’ajuster leur production en fonction de la demande, comme celles intégrant des batteries de stockage.

La centrale aurait permis d’injecter jusqu’à 20 mégawatts (MW) d’énergie bas-carbone sur le réseau électrique de Cayenne, réduisant ainsi sa dépendance aux énergies fossiles, et améliorant la stabilité de l’approvisionnement. L’installation prévue combinait 120 mégawatts-crête (MWc) de panneaux solaires et une capacité de stockage de 240 mégawattheures (MWh), assurant une alimentation nocturne malgré l’intermittence du photovoltaïque.

À lire aussi Guyane : cette centrale française unique au monde combine solaire, batteries et hydrogène

Un abandon problématique pour la souveraineté énergétique de la Guyane

Son abandon est un revers pour l’objectif d’autonomie énergétique de la Guyane. Selon TotalEnergies, Maya aurait permis de franchir un tiers du chemin vers cet objectif. La centrale devait générer 32 emplois. Jean-Luc Le West, vice-président de la Collectivité Territoriale de Guyane (CTG) en charge du développement économique, déplore auprès de Libération « qu’une entreprise qui vient investir en Guyane ne reçoive pas le soutien escompté », jugeant cette situation désespérante. De son côté, Marie-Lucienne Rattier, conseillère territoriale en charge du numérique, estime que l’abandon de TotalEnergies est compréhensible si le groupe s’est senti insuffisamment soutenu.

Cette dernière porte un projet de centre de données et de village numérique sur 10 000 m², évalué à 480 millions d’euros, qui devait être implanté à proximité du parc photovoltaïque Maya et bénéficier de son approvisionnement énergétique stable. L’abandon de Maya menace désormais la viabilité de cette initiative. Cette décision s’inscrit dans un contexte plus large de réorientation de la stratégie énergétique française. La Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) révisée et soumise à consultation actuellement baisse les objectifs photovoltaïques avant un décret prévu en avril.

L’article Faute de soutien, Total abandonne un méga projet solaire et de stockage en Guyane est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Et si les bardages métalliques étaient transformés en chauffages géants ? C’est, en substance, l’idée de base de la startup AirBooster. Celle-ci cherche à limiter le chauffage des bâtiments en préchauffant l’air entrant grâce au soleil.

Si vous n’avez pas encore entendu parler de la startup Air Booster, cela ne devrait pas tarder. La société, créée en 2019 par Christophe Fourcaud, veut profiter de l’énergie solaire pour préchauffer les bâtiments. Pour cela, elle a inventé le Solar Boost : Un panneau aérothermique de 2 mètres carrés qui permettrait de préchauffer l’air avant qu’il ne rentre dans une maison. Fabriqué en aluminium bas-carbone, il développe une puissance maximale de 1 400 W, et pourrait, en principe, chauffer de l’air jusqu’à 42 °C. Selon Air Booster, il permet de préchauffer l’air d’une pièce de 30 m² de l’ordre de 3 à 5 °C.

Son fonctionnement est particulièrement simple : un ventilateur de 12 V et un thermostat à installer dans le logement permettent de contrôler l’apport d’air à l’intérieur. Avant de rentrer dans le logement, l’air est préchauffé au contact du panneau en aluminium. Le tout est alimenté par un petit panneau photovoltaïque. L’été, le Solar Boost a également son intérêt : il permet d’apporter un rafraîchissement nocturne grâce à sa ventilation, et ainsi compenser un éventuel mauvais déphasage du bâtiment.

Une technologie pour les particuliers, mais aussi pour les pros

Avec le Solar Boost, Air Booster a voulu rendre accessible à tous cette low-tech. Le panneau est aussi facile à installer qu’abordable. Comptez 2 200 € pour un panneau. La startup ne s’adresse pas qu’aux particuliers, et a même commencé son activité en proposant des solutions pour les professionnels avec l’idée, plus globale, de transformer les bardages métalliques en radiateurs géants. Ces derniers reçoivent, en effet, beaucoup d’énergie de la part du soleil. Il n’est pas rare qu’un bardage métallique dépasse les 50 °C en plein hiver. L’entreprise a déjà installé sa solution sur plusieurs bâtiments, comme l’UIMM Bruges, ou un bâtiment de maintenance de la RATP.

Prometteuse, l’entreprise a reçu le soutien financier du groupe d’investissement Team for Planet, à hauteur de 1,5 million d’euros. En parallèle, elle est également lauréate du plan d’investissement France 2030.

À lire aussi Les panneaux solaires hybrides : une solution complète pour l’énergie et la chaleur en 2025

L’article Cet étonnant bardage solaire veut réduire votre consommation de chauffage est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Si les pompes à chaleur air/air sont plébiscitées pour chauffer et refroidir nos logements en réduisant la consommation d’énergie, certains modèles ne peuvent étonnamment pas être pilotés intelligemment. Pourtant, contrôler son mode de chauffage ou de climatisation avec précision est un moyen efficace pour gagner en sobriété. Il faut donc troquer la sommaire télécommande pour un dispositif connecté. Nous avons testé la « commande intelligente de climatiseur de Netatmo », qui s’est montré » efficace sur une pompe à chaleur premier prix.

En consultant les sites de vente de pompes à chaleur air/air (aussi appelés « climatiseurs réversibles »), un détail nous a sauté aux yeux. De nombreux modèles ne sont pas, de série, pilotables au travers d’une application smartphone. Pour contrôler la température de consigne et le flux d’air, il faut donc utiliser une basique télécommande infrarouge. Souvent, celle-ci ne permet pas, ou difficilement, de gérer les horaires d’arrêt et de démarrage de la pompe à chaleur (PAC), et toutes ne proposent pas de « mode absence », entre autres fonctionnalités. C’est frustrant, d’autant qu’en pilotant finement son appareil, l’on peut réaliser davantage d’économies d’énergie.

Sur les modèles à bas prix, la connectivité Wifi est souvent proposée en option. Elle s’effectue grâce à un petit module à placer dans l’unité intérieure. En l’occurrence, sur notre appareil, un climatiseur réversible Airton parmi les moins chers du marché. Le module est vendu 99 € et permet le contrôle de la PAC à travers une application smartphone chinoise à l’ergonomie et aux fonctionnalités peu attrayantes. Plutôt que d’acheter à prix d’or cette option, nous avons choisi de tester la commande intelligente de climatiseur Netatmo, plus évoluée, pour un surcoût raisonnable de 20 euros. Il s’agit d’un boîtier externe présenté comme compatible avec « tous les climatiseurs avec une télécommande infrarouge dont l’écran affiche tous les réglages ».

Installation et configuration de la commande Netatmo

C’est heureusement le cas de notre pompe à chaleur, pourtant premier prix. Cette commande intelligente, lancée au printemps 2023 par la filiale de l’électricien français Legrand, fait finalement office de télécommande « augmentée ». Comme la télécommande classique fournie avec la PAC, elle transmet les ordres au travers d’un émetteur/récepteur infrarouge. Ce petit boîtier en plastique héberge également un capteur de température et d’humidité.

L’installation est extrêmement simple et rapide. Il suffit de brancher l’adaptateur à une prise secteur et de relier le câble micro USB (oui, ça existe encore…) à l’appareil. Il faut ensuite positionner le boîtier dans la pièce où se trouve l’unité intérieure, en veillant à bien positionner le petit œil infrarouge placé sur la tranche. Si Netatmo indique que le capteur infrarouge est omnidirectionnel, ce dernier n’est pas parvenu à transmettre les consignes à notre pompe à chaleur, située à 5 mètres en diagonale, mais en champ libre. Nous avons donc dû déplacer le boîtier sur une étagère afin qu’il se trouve parfaitement aligné face à l’unité intérieure, à 3 m de distance. La puissance de l’émetteur infrarouge n’est peut-être pas suffisamment élevée. Cela ne nous a pas posé de problème dans la configuration de notre pièce, mais nous aurions peut-être dû faire quelques petits travaux de perçage dans une autre situation (absence d’étagère face à l’unité intérieure).

Utilisation et fonctionnalités de la commande Netatmo

Pour utiliser la commande Netatmo, il est bien évidemment indispensable de disposer d’un réseau Wifi personnel. Il faut également télécharger l’application smartphone Home+Control, une appli française également utilisée par d’autres appareils connectés proposés par Legrand et ses marques. Le processus de démarrage et de reconnaissance de la pompe à chaleur est entièrement guidé et s’effectue sans encombre. Il nécessite de manipuler les touches de la télécommande d’origine du climatiseur (qui peut toujours être utilisée même avec le boîtier) pour que l’appareil puisse l’identifier. Après quelques minutes, l’on accède à l’ensemble des fonctionnalités offertes par le boîtier.

• Réglage de la température de consigne
• Réglage de la vitesse et de l’orientation du flux d’air
• Possibilité de créer des plannings de fonctionnement très précis pour chaque jour de la semaine (par exemple, pour avoir une température de consigne différente à telle heure de la journée, arrêter la PAC le week-end, la nuit, ou tout autre réglage).
• Possibilité de commander manuellement la PAC en outrepassant le planning pour une durée réglable (utile, par exemple, lors d’une absence prolongée ou pour rallumer la PAC hors planning)
• Possibilité de recevoir une notification si la PAC est éteinte lorsqu’on est de retour chez soi et de la rallumer automatiquement (cette fonction utilise la géolocalisation du smartphone, nous ne l’avons pas testée, car elle n’était pas utile dans notre cas).
• Consultation des courbes de température et d’humidité de la pièce mesurée par le boîtier.

L’ensemble des réglages proposés est satisfaisant. S’il faut consacrer quelques minutes au départ pour appréhender les nombreuses fonctions de l’application et créer son propre planning personnalisé, le programme fait correctement son travail au quotidien. Nous regrettons seulement l’absence d’un bouton « Vacances » sur l’appli, qui permettrait, en un clic, d’éteindre la pompe à chaleur lors d’une absence prolongée et de programmer son démarrage le jour et l’heure de son choix, sans avoir à modifier le planning habituel.

Notre avis sur la commande intelligente de climatiseur Netatmo

Malgré quelques petits défauts, la commande intelligente de climatiseur Netatmo reste un excellent outil pour maîtriser sa pompe à chaleur, que l’on soit en mode chauffage ou climatisation. Le capteur de température intégré au boîtier permet d’avoir un meilleur réglage du confort, les thermomètres intégrés aux unités intérieures et/ou aux télécommandes d’origine n’étant pas toujours très fiables ou correctement positionnés. On notera également la grande sobriété du boîtier, qui ne consomme que 0,3 W constants (mesuré par nos soins), soit 2,6 kWh par an (0,52 € au tarif réglementé de l’électricité), là où d’autres sont deux à trois fois plus gourmands.

Cependant, l’appareil pêche par son prix de vente, environ 120 euros, que nous estimons démesuré. S’il est un peu plus cher que les modules premier prix vendus en option par les fabricants de climatiseurs réversibles, il représente tout de même un sixième du coût de notre pompe à chaleur monosplit. C’est trop, d’autant qu’il ne fait appel à des composants très coûteux (optique infrarouge, wifi, thermomètre et hygromètre…). Pour le rentabiliser, il faudra économiser plus de 600 kWh d’électricité grâce à la planification. Cela correspond à environ deux mois de chauffe de la pièce équipée, dans notre situation. Pas gagné !

L’article Test commande de pompe à chaleur Netatmo : elle rend les climatiseurs réversibles ultra-intelligents est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Le réacteur de Flamanville sera arrêté jusqu’à fin mars, annoncent Les Echos. Sur les 100 premiers jours de mise en service, il aura connu 76 jours d’arrêt.

L’EPR de Flamanville accumule les contretemps. Depuis son raccordement au réseau électrique le 21 décembre 2024, l’unité nucléaire a connu de multiples arrêts, programmés ou non. Le dernier en date, initié le 15 février, a été prolongé jusqu’au 30 mars en raison d’aléas techniques imprévus.

Selon EDF, ces interventions concernaient initialement un circuit de refroidissement par eau de mer, utilisé uniquement en cas de situations exceptionnelles. Puis, l’arrêt a été prolongé le 22 février pour une intervention sur une sonde de température du circuit primaire, qui assure la transmission de la chaleur du cœur du réacteur au circuit secondaire. Enfin, le 28 février, EDF a décidé d’anticiper des réglages du groupe turbo-alternateur, afin d’optimiser son fonctionnement. « Ce n’est pas un aléa nucléaire mais un problème mécanique, lié à des frottements qui entraînent un échauffement des paliers, qui demandent des réglages très fins », explique une source syndicale citée par Les Échos.

À lire aussi EPR de Flamanville : quels sont ces problèmes de vibration qui entachent le démarrage du réacteur ?

Une période de « rodage »

Le réacteur aura ainsi été immobilisé 76 jours sur ses 100 premiers jours d’exploitation. Une période de rodage inévitable, selon EDF, qui rappelle que la montée en puissance d’un réacteur de cette envergure nécessite des ajustements progressifs. « Sur une installation nouvelle, cela n’a rien de choquant. Ils auront d’autres problèmes de ce type. C’est toujours embêtant, mais sur des installations neuves, il y a toujours une période de rodage », indique un haut cadre du groupe à l’AFP.

Malgré ces contretemps, EDF assure que l’objectif d’atteindre 100 % de puissance à l’été reste inchangé. Une montée en charge qui devra toutefois composer avec d’autres arrêts programmés, prévus pour réaliser des ajustements supplémentaires. En parallèle, la centrale doit aussi gérer d’autres opérations de maintenance sur ses unités existantes. L’unité de production n°1, arrêtée depuis décembre 2024, ne redémarrera que mi-avril 2025, tandis que l’unité n°2 verra son arrêt repoussé à novembre.

À lire aussi L’EPR de Flamanville consomme plus d’électricité qu’il en produit : pourquoi ce n’est pas un scandale

Quelle fiabilité pour les EPR ?

Le retard de Flamanville soulève des questions sur la fiabilité du modèle EPR alors que la France mise sur cette technologie pour relancer son programme nucléaire. Avec une construction qui a déjà pris 17 ans de retard et des coûts explosant à plus de 13 milliards d’euros contre 3,3 milliards initialement prévus, ce projet est devenu un symbole des difficultés industrielles françaises dans le secteur nucléaire.

Les prochaines étapes seront scrutées par les autorités. La montée en puissance de Flamanville à l’été 2025 constituera un test alors même que la France prévoit d’en construire six nouveaux dans les décennies à venir.

L’article Pourquoi l’EPR de Flamanville est plus souvent arrêté qu’en fonctionnement est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

La production d’électricité à l’échelle nationale bat des records, mais la consommation, elle, stagne. Dans ce contexte, les objectifs d’installation d’énergies renouvelables pour 2035 ont été remis en question par certains membres du gouvernement. 

La France a-t-elle été trop ambitieuse dans sa programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) ? Pour Vincent Berger, Haut Commissaire à l’énergie atomique, la réponse est oui. Selon lui, l’objectif de capacité de production de la France à l’horizon 2035, fixé à 692 TWh, est beaucoup trop élevé. Or, une surproduction d’électricité pourrait avoir des conséquences négatives pour les consommateurs et le contribuable.

Au regard des chiffres de la production électrique de ces dernières années, ces 692 TWh paraissent effectivement ambitieux. En 2024, la France n’a produit que 520 TWh d’électricité. Parmi cette production, près de 89 TWh ont été exportés, la faute à une consommation nationale qui ne parvient toujours pas à retrouver ses niveaux d’avant la crise sanitaire. Dans ces conditions, difficile de justifier une telle hausse de la production électrique. D’ailleurs, si la France peut actuellement exporter autant, rien ne permet d’affirmer qu’il pourra en être ainsi pendant les 10 prochaines années.

À lire aussi La France bat son record absolu d’exportation d’électricité et empoche un joli pactole

Réduire les ambitions solaires, ou baisser le prix du kWh ?

De ce fait, la question de l’objectif fixé se pose. Vincent Berger explique, de surcroît, que la PPE a été construite selon la directive européenne qui vise à atteindre les 55 % de réduction d’émissions de CO2 par rapport à 1990 d’ici 2030. Or, à sept années de l’échéance, la France n’en est qu’à 31 % de réduction. La marche paraît donc trop haute.

Néanmoins, difficile de dire que la réduction des objectifs en matière de photovoltaïque soit une bonne solution. En revanche, il y a fort à parier que le prix actuel de l’électricité contribue grandement à la stagnation de la consommation électrique nationale. Malgré la récente baisse des tarifs réglementés, le prix du kWh encourage les français à limiter leur consommation, et freine le développement du secteur industriel. Une baisse du prix de l’électricité permettrait de rendre la France plus attractive, et ainsi favoriser le renouveau d’une industrie bas-carbone.

À ce sujet, l’après-ARENH constitue un enjeu majeur pour l’industrie française. Si celle-ci pouvait bénéficier de tarifs fixés à 42 €/MWh, les prix pourraient fortement évoluer à partir de 2026. À ce sujet, Aluminium Dunkerque, plus grand consommateur d’électricité de France, a exprimé un besoin urgent de garanties tarifaires pour rester compétitif à l’échelle mondiale. Pour l’heure, il se murmure que le tarif de base moyen pourrait être établi à 70 €/MWh. Il est considéré, pour beaucoup, comme trop élevé par rapport à d’autres régions du monde comme le Moyen-Orient, les Etats-Unis ou la Norvège.

L’article La France obèse de sa production électrique en 2035 ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Ces trois containers fraîchement installés sur les berges de l’écluse de Barcarin, à Port-Saint-Louis-du-Rhône, ne paient pas de mine. Et pourtant, ils sont peut-être la première pierre d’une nouvelle énergie renouvelable, dont le potentiel s’élève à 15 % des besoins d’électricité mondiaux.

Ces trois containers en question constituent Opus-1, un prototype de centrale de production d’électricité issue de l’énergie osmotique. Ils ont été installés en décembre dernier par Sweetch Energy, une start up bretonne qui travaille à rendre exploitable l’énergie osmotique, produite lorsque de l’eau douce et de l’eau salée se rencontrent.

À lire aussi Énergies marines : que valent-elles vraiment ?

Un prototype dans le delta du Rhône

Après 5 années de recherches et développement, la startup est prête à passer à la vitesse supérieure. Le prototype mis en place à Port-Saint-Louis-du-Rhône devra permettre de tester en conditions réelles pendant deux ans la technologie développée par Sweetch. En parallèle, l’entreprise vient d’investir ses nouveaux locaux, près de Rennes. Les 3 000 mètres carrés devront permettre de lancer l’industrialisation de sa membrane brevetée, appelée Inod.

L’entreprise a du pain sur la planche, car le potentiel mondial est colossal. Selon Nicolas Heuzé, cofondateur de la startup, l’énergie osmotique pourrait représenter 15 % de l’électricité mondiale d’ici 2050, à raison de 13 000 TWh. Rien qu’au niveau du delta du Rhône, où est implanté le prototype OPUS-1, le potentiel énergétique est estimé à 500 MW. Ce serait suffisant pour alimenter toute l’agglomération de Marseille ! Si elle est difficile à mettre en œuvre, l’énergie osmotique a un avantage fondamental sur l’éolien et le photovoltaïque : elle n’est pas intermittente.

À lire aussi Une centrale électrique révolutionnaire s’installera dans le delta du Rhône

Le bois, au cœur de l’énergie osmotique ?

Malgré ses atouts indéniables, l’énergie osmotique n’a jamais pu être exploitée à son plein potentiel à cause de sa difficulté de mise en œuvre. Des entreprises comme Statkraft (Norvège) ou Redstack (Pays-Bas) ont bien tenté leur chance, mais elles ont finalement dû s’avouer vaincues par le coût de la membrane et son faible rendement.

C’est à ce niveau que Sweetch espère faire la différence. La startup est parvenue à mettre au point une membrane principalement fabriquée à partir de cellulose, ce qui lui permet d’être à la fois bon marché et respectueuse de l’environnement. Son coût de fabrication serait 10 fois moins élevé que les précédents modèles, tout en atteignant des performances 20 fois plus élevées. La formulation de ce matériau est protégée par 8 brevets, et gardée secrète. À terme, l’entreprise a pour objectif de réduire son prix à moins de 80 €/MWh.

L’article Énergie osmotique : la startup française Sweetch s’apprête à industrialiser sa membrane novatrice est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Sera-t-il possible, un jour, de produire de l’électricité à partir de n’importe quel cours d’eau, de n’importe quel réseau d’eau potable ? C’est la question à laquelle essaient de répondre les équipes du projet européen H-Hope. Les premiers résultats sont prometteurs, mais la route est encore longue avant l’exploitation de cette ressource. 

Comment récolter l’énergie qui se répand dans les réseaux d’eau sous forme de vibration ? C’est, en résumé, la question que se posent les équipes du projet européen H-Hope. Ce projet part d’un constat simple : il existe une importante quantité d’énergie non valorisée à travers les réseaux d’eau potables et d’eaux usées, mais également les cours d’eau ouverts ou encore les canaux. Dans un contexte d’optimisation permanente de l’impact environnemental, la récupération de cette énergie pourrait faire sens, et rendre plus accessible l’hydroélectricité. Aujourd’hui, celle-ci nécessite généralement des investissements financiers importants, ce qui freine son développement.

Avec ee projet H-Hope, l’objectif est donc de trouver un moyen de capter l’énergie générée par les vibrations induites par les vortex dans les flux hydrauliques. Pour l’heure, les équipes du projet sont parvenues à mettre au point des systèmes de récupération d’énergie capable d’alimentation des capteurs IoT (Internet of Things), capables de donner des informations en temps réel sur l’état des réseaux d’eau potable et d’assainissement.

À lire aussi Coup de massue pour les petites centrales hydroélectriques

La petite hydraulique, un milieu difficile à dompter

Mais la route est encore longue, pour atteindre la commercialisation de procédés efficaces de production d’énergie de la petite hydraulique. Malgré tout, cette dernière est de plus en plus étudiée pour son potentiel en matière de production d’énergie. Selon une récente étude, depuis 2018, les publications sur le sujet ont littéralement explosé à travers le monde, et en particulier en Chine. Néanmoins, aucune technologie ne fait consensus à l’heure actuelle.

La récupération d’énergie vibratoire, comme le propose H-Hope est une piste prometteuse, également explorée par le projet américain VIVACE (Vortex Induced Vibration Aquatic Clean Energy), mais la commercialisation d’appareils de production d’énergie est encore lointaine. Il est d’ailleurs difficile de savoir quel type de rendement il serait possible d’obtenir avec ce type d’équipements.

En revanche, les micro-turbines installées dans les canalisations d’eau potable sont d’ores et déjà utilisées. On en trouve plusieurs exemples en France. Ces turbines utilisent la pression excessive de certains réseaux pour en faire de l’électricité.

À lire aussi Il fabrique sa centrale hydroélectrique avec une imprimante 3D

L’article Ce projet européen veut faire des réseaux d’eau une vaste centrale électrique est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

La Chine peut-elle réellement atteindre la neutralité carbone d’ici 2060 ? Malgré d’importants efforts dans les renouvelables, il est difficile d’y croire quand on sait que le plus grand émetteur mondial continue d’investir massivement dans la source d’énergie la plus polluante.

C’est à croire que la Chine ne veut pas se séparer du charbon. En 2024, de nouvelles centrales totalisant près de 100 GW sont entrées en chantier selon un rapport publié par le Centre de recherche sur l’énergie et l’air pur (CREA) et le Global energy monitor (GEM). Pour l’instant, la trajectoire chinoise en matière de transition énergétique semble aller à l’encontre des intentions du Président Xi Jinping, qui affirmait en 2021 vouloir contrôler strictement les projets de centrales à charbon. Par ailleurs, les investissements continus de Pékin dans cette source d’énergie ruinent les efforts du reste du monde pour s’en défaire. En effet, en 2024, le parc mondial du charbon a diminué de 9,2 GW, une quantité ridicule face aux énormes ajouts de la Chine.

À lire aussi 400 km de panneaux solaires : voici la nouvelle grande muraille que la Chine commence à construire

Une dépendance au charbon toujours plus forte malgré la hausse des renouvelables

La Chine est réputée pour ses projets démesurés d’énergies renouvelables. Au cours de l’année 2024, elle a installé 356 GW de solaire et d’éolien, 4,5 fois plus que les nouvelles installations en Union européenne selon le rapport. Pourtant, parallèlement, les investissements dans le charbon s’accumulent. Rien qu’au cours de l’année 2024 :

• des centrales à charbon totalisant 94,5 GW sont entrées en construction, un record depuis 2015 ;
• des projets suspendus représentant 3,3 GW ont repris ;
• 66,7 GW ont été approuvés ;
• 30,5 GW sont entrés en service.

Des chiffres plutôt inquiétants au vu des objectifs climatiques à atteindre d’ici seulement quelques décennies, même si certains d’entre eux ont connu une diminution par rapport aux années précédentes.

À lire aussi Ces nouvelles centrales au charbon que le monde continue d’installer à tour de bras

Pourquoi le charbon continue-t-il à être largement exploité ?

Selon le CREA, la montée en puissance du charbon en Chine s’explique en partie par l’implication des grandes entreprises minières. Pour assurer la poursuite de leur exploitation, elles financent elles-mêmes la construction de nouvelles centrales. 75 % des projets approuvés seraient soutenus par ces sociétés. Et dans ce schéma, la demande réelle du marché n’est pas prise en compte.

De leur côté, les gouvernements locaux justifient ces projets par la nécessité de sécuriser l’approvisionnement et de faciliter l’intégration des énergies renouvelables. Pourtant, ces sources propres peinent à s’imposer, les heures de fonctionnement étant majoritairement couvertes par les centrales fossiles. Le charbon qui n’est plus censé être qu’un soutien continue fermement d’être une source de production de base. D’autant plus que les producteurs ont de gros clients soumis à des contrats d’achat d’électricité au charbon sur le long terme. Les acheteurs ne peuvent pas s’orienter vers les énergies propres sous peine de pénalité.

L’article Les projets de centrales à charbon continuent de se multiplier en Chine est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Le Japon vient d’annoncer sa volonté de revenir massivement à l’énergie nucléaire pour décarboner sa production d’électricité, quelques jours avant la visite du directeur de l’Agence internationale de l’énergie atomique à Fukushima. 

Le Japon semble définitivement prêt à tourner la page de Fukushima. Quatorze ans après l’accident nucléaire, le pays renoue avec l’ambition de développer un parc nucléaire conséquent, capable de produire 20 % de l’électricité du pays. Avant 2011, le nucléaire représentait 30 % du mix électrique japonais grâce à ses 54 réacteurs nucléaires. Mais à la suite de l’accident de Fukushima, tous les réacteurs ont été arrêtés. Ce n’est qu’à partir de 2015 que certaines centrales ont été relancées très progressivement. En ce début d’année 2025, le pays ne compte que 14 réacteurs en service, pour 8,5 % du mix électrique.

Si le pays ne vise plus les 50 % du mix électrique, comme avant l’accident, il souhaite tout de même franchir la barre des 20 % grâce à la mise en service de nouveaux réacteurs d’ici 2040, afin de réduire ses émissions de CO2.

À lire aussi Arrêtée depuis 14 ans, la plus grande centrale nucléaire du monde va t-elle enfin redémarrer ?

Du nucléaire et du photovoltaïque

Cet objectif a été fixé dans la feuille de route énergétique du pays pour les 25 prochaines années. Le gouvernement Shigeru Ishiba vise, en effet, à baisser de 73 % ses émissions de gaz à effet de serre d’ici à 2040 par rapport à 2013.

Pour y parvenir, le pays veut mettre en place une production électrique :

• 40-50 % d’énergies renouvelables,
• 30-40 % d’énergies fossiles,
• 20 % de nucléaire.

Outre la réduction des émissions de CO2, ce nouveau mix permettrait au Japon d’être moins dépendant du Moyen-Orient, en matière d’énergie. Si cette feuille de route témoigne d’une accélération du recours au nucléaire, elle met également en évidence les objectifs japonais en matière d’énergies renouvelables. Celles-ci pourraient représenter 40  à 50 % du mix électrique, grâce à l’hydroélectricité, mais surtout grâce au photovoltaïque, et pas n’importe lequel. Le Japon compte beaucoup sur les cellules solaires à pérovskite. Ces dernières ont l’avantage d’être plus fines, plus légères et plus souples que les cellules photovoltaïques au silicium. Les exemples d’applications se multiplient avec la création de murs insonorisés solaires le long de certaines voies du Shinkansen. Même le toit du Dôme Fukuoka, un stade japonais de baseball, devrait être recouvert de cellules photovoltaïques à pérovskite.

L’article Malgré l’accident de Fukushima, le Japon veut renouer avec l’énergie nucléaire est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

En matière de rénovation énergétique, Ma Prime Rénov’ n’est pas le seul organisme qui permet d’alléger sa facture de travaux. Il existe de nombreuses aides locales, à condition de mettre la main dessus. 

Sur le papier, la rénovation énergétique de son logement ne présente que des avantages. Cette opération permet d’améliorer son confort, de réduire sa facture, et de limiter son impact environnemental. Pour cela, il existe deux axes principaux : améliorer l’isolation du logement et remplacer son système de chauffage. C’est ce deuxième axe qui va nous intéresser aujourd’hui.

En quelques années, la pompe à chaleur air/eau est devenue la solution phare pour remplacer des systèmes de chauffage central fonctionnant aux énergies fossiles comme les chaudières au fioul ou à gaz. Un seul élément peut venir son remplacement : le prix. Pour pallier cet inconvénient, il existe de nombreuses aides. Et si vous connaissez sans doute les plus connues comme MaPrimeRenov’ ou les Certificats d’Économies d’Énergie (CEE), il en existe d’autres, dont vous ne soupçonnez peut-être pas l’existence.

À lire aussi Voici la consommation réelle d’une pompe à chaleur air/eau sur un an

La pompe à chaleur, incontournable de la rénovation énergétique

Commençons par le commencement : pourquoi opter pour une pompe à chaleur (PAC) air/eau ? Ce type de chauffage a tout simplement un atout majeur : sa consommation énergétique, lorsqu’elle est bien configurée et installée. Ces installations, qui récupèrent les calories présentent dans l’air extérieur, peuvent atteindre des COP (Coefficient de performance) supérieur à 3 selon la température extérieure. Elle est parfaitement adaptée pour un logement bien isolé.

Néanmoins, les PAC air/eau ont un défaut : leur prix. Selon une étude réalisée par l’ADEME en 2021, une PAC air/eau de 10-12 kW de puissance coûte en moyenne 12 180 €. La pose du matériel coûte, en moyenne, 1 730 €. Au total, il faut donc dépenser 14 000 € pour remplacer son système de chauffage.

À lire aussi Voici la consommation réelle d’un chauffe-eau thermodynamique en automne

Les aides nationales pour les pompes à chaleur air/eau

Heureusement, les aides financières sont nombreuses pour favoriser le remplacer des systèmes de chauffage, et rénover énergétiquement les logements. L’aide MaPrimeRenov’, qui est la plus connue de toutes, peut financer une partie de l’installation d’une PAC air/eau, d’une PAC géothermique ou encore d’une PAC solarothermique. Pour en profiter, il faut remplir certaines conditions, en particulier en termes de revenus. Ce barème est disponible sur le site de l’État France Rénov’.

Outre les conditions de revenu, MaPrimeRénov’ est également conditionnée au modèle de PAC, qui doit remplir certaines exigences techniques, et à l’artisan qui s’occupe de la pose. Celui-ci doit, en effet, être certifié RGE. MaPrimeRénov’ n’est pas exclusive, d’autres dispositifs permettent d’alléger la note. Il existe, par exemple, la prime « Coup de pouce chauffage » qui peut être attribuée lors du remplacement d’une chaudière au charbon, au fioul ou au gaz. Cette aide s’adresse à tous types de ménage, mais le montant de la prime est plus élevé pour les foyers aux revenus modestes et très modestes.

Pour en finir avec les aides nationales, les certificats d’économies d’énergie permettent d’économiser quelques centaines d’euros.

Les aides locales pour les pompes à chaleur air/eau

Les aides financières à l’échelle nationale ne sont pas les seuls dispositifs encourageant la rénovation énergétique des logements. En effet, certains conseils régionaux et départementaux, ainsi que des communautés de communes, ont mis en place des dispositifs parfois très intéressants pour aider les ménages à remplacer leur système de chauffage.

À titre d’exemple, la communauté d’agglomération Lorient Agglomération propose une aide à la rénovation énergétique pouvant aller de 1 000 à 3 000 €. Cette aide est disponible pour les revenus modestes et très modestes, et peut être cumulée avec un éco PTZ (éco prêt-à-taux-zéro). De son côté, le conseil départemental du Morbihan a mis en place le programme « Habiter Mieux ». Celui-ci octroie une aide pouvant atteindre 1 000 € si les travaux réalisés permettent d’atteindre une performance énergétique supérieure de 25 %, par rapport à l’installation remplacée. Dans les Bouches-du-Rhône, il est possible de cumuler l’aide nationale Ma Prime Rénov’ avec l’aide locale « Provence Eco Rénov », qui peut atteindre 4 000 € sous conditions de revenus.

De manière plus générale, de nombreux conseils départementaux et régionaux disposent de leur propre programme d’aides à la rénovation énergétique. « Éco-Rénovation » pour l’Île-de-France, « Éco chèque logement » pour l’Occitanie, ou encore« Habitat Durable » pour la Nouvelle-Aquitaine. N’hésitez pas à fouiller le site internet de votre département, de votre région, mais aussi de votre ville, voire de votre communauté de communes pour vérifier la présence d’une aide. Soyez persévérants, car ces aides sont parfois méconnues et peu mises en avant par les collectivités.

À lire aussi Pompe à chaleur : aides, primes et subventions, ce qui change en 2025

Comment les trouver et en profiter ?

Si ces programmes existent bel et bien, le plus dur reste de les trouver, et d’en connaître les conditions. En effet, chaque programme affiche des critères, et des montants d’aides différents, ce qui rend les recherches difficiles. Heureusement, il existe une solution : le répertoire de l’Agence nationale pour l’information sur le logement (ANIL). Cet organisme a, en effet, répertorié l’ensemble des aides locales relatives à la rénovation énergétique, mais également à l’adaptation des logements pour les personnes âgées et handicapées.

Son fonctionnement est simple. Il suffit de se rendre sur la page du répertoire, et de sélectionner la région voulue. Il est ensuite possible de préciser le département et même la ville, ainsi que le statut du bénéficiaire. Par exemple, on peut constater que les habitants de la commune de Ploermel (56), peuvent profiter de 3 programmes d’aides relatifs à la rénovation énergétique. Chaque programme s’applique à des situations différentes : situation standard, copropriétés ou habitats dégradés.

Contacter le service urbanisme de la commune ou un conseiller France Renov’

Outre la plateforme de l’ANIL, qui permet d’avoir un aperçu de toutes les aides locales proposées pour la rénovation énergétique, il convient de contacter le service urbanisme de votre mairie pour vous assurer que les dispositifs sont toujours d’actualité, ou qu’il n’en existe pas de nouveaux.

En parallèle, les conseillers France Rénov’ sont bien souvent au fait des différentes aides locales disponibles. Ils peuvent ainsi accompagner les ménages dans l’estimation des aides financières totales, mais également dans les différentes démarches à réaliser pour réellement en bénéficier.

L’article Pompe à chaleur air/eau : pensez aux aides locales pour réduire le coût d’installation est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Symbole des paradoxes de nos sociétés, les terrains de golf à travers le monde occupent une superficie plus importante que les énergies renouvelables. Du moins, pour le moment. 

Le centre de recherche allemand FZ Jülich vient de publier une étude montrant que dans les 10 pays où il y a le plus de terrains de golf au monde, la superficie de ces derniers dépasse celle des moyens de production d’énergie renouvelable issus de l’éolien et du photovoltaïque. Pour conduire cette étude, les chercheurs ont d’abord utilisé OpenStreetMap pour repérer les quelque 38 400 terrains de golf dans le monde. 80 % d’entre eux sont situés dans les 10 pays qui en comptent le plus avec, sans surprise, les États-Unis en tête (16 000 terrains).  Ils ont ensuite calculé le potentiel d’énergies renouvelables de ces terrains de golf, en les couvrant virtuellement d’éoliennes et de panneaux photovoltaïques.

Avec un taux de couverture de la superficie à 75 %, la capacité théorique photovoltaïque atteindrait 842 GWc, et la capacité éolienne 659 GWc. La capacité éolienne projetée représente davantage que la capacité éolienne actuellement installée dans ces pays, s’élevant à 646 GWc. En matière de photovoltaïque, la France possède presque autant de puissance solaire déployée que le potentiel de ses terrains de golf, si on considère une couverture technique de 50 %. En ce qui concerne l’éolien, la France possède autant de puissance éolienne que de potentiel avec ses terrains de golf (sans toutefois considérer les limites administratives).

À lire aussi L’énergie solaire se déploie 100 fois plus vite que le nucléaire

Une étude symbolique

À travers cette étude, les chercheurs de FZ Jülich n’ont pas pour objectif de convertir tous les terrains de golf en site de production d’énergie renouvelable, mais de mettre en lumière la place réelle, en termes de superficie, qu’occupent les énergies renouvelables dans le monde. D’ailleurs, comparer la capacité de production d’énergie renouvelable aux nombres de terrains de golf n’a pas beaucoup d’intérêt d’un point de vue scientifique. La répartition des terrains de golf est très hétérogène à travers le monde, et fortement influencée par la culture des pays. Par exemple, le Royaume-Uni dispose de plus de 3 000 terrains tandis que la France n’en compte que 750.

Cette étude permet tout de même de mettre en évidence le fait qu’à l’heure actuelle, les énergies éoliennes et photovoltaïques ne représentent finalement pas une place très importante, et que le potentiel d’installation est encore très élevé. Malgré tout, cette publication pourrait donner des idées. Au Japon, dans la préfecture de Hyogo, un terrain de golf a été converti avec succès en centrale photovoltaïque. La Ako Mega Solar Power Plant est équipée de quelque 260 000 panneaux photovoltaïques répartis sur 76 hectares. La centrale produit environ 125 GWh par an, soit l’équivalent de la consommation de 29 000 logements.

À lire aussi Panneaux solaires ou champs de betteraves : qui est le plus efficace pour alimenter les voitures « propres » ?

L’article Les terrains de golf prennent plus de place que les énergies renouvelables est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Pour décarboner nos économies, nous allons avoir besoin d’électricité. De beaucoup d’électricité bas-carbone. Et, entre autres, d’une électricité nucléaire. L’Agence internationale de l’énergie (AIE) confirme aujourd’hui que le secteur connait un renouveau.

Depuis plus de 50 ans, le nucléaire fournit de l’électricité et de la chaleur aux consommateurs de plusieurs pays. Et dans un monde où la demande en sources d’énergie bas-carbone est appelée à exploser, l’Agence internationale de l’énergie a décidé de se poser la question de la place de l’énergie nucléaire. Aujourd’hui, elle compte pour un peu moins de 10 % de la production d’énergie dans le monde. Mais elle reste la deuxième source d’électricité bas-carbone après l’hydroélectricité.

Vers un record de production d’électricité nucléaire

Dans un rapport intitulé « The Path to a New Era for Nuclear Energy », les experts de l’AIE notent d’abord que, même si quelques pays dans le monde ont fait le choix d’abandonner le nucléaire, la production mondiale augmente. Le résultat d’une relance au Japon, de la fin des travaux de maintenance en France, mais aussi de la mise en service de nouveaux réacteurs — portant leur nombre à presque 420 — en Chine, en Inde, en Corée et en Espagne. Pas moins de 63 réacteurs nucléaires sont actuellement en construction pour une puissance totale de 70 gigawatts (GW). La durée de vie de plus de 60 réacteurs a été prolongée. Et certains affichent désormais l’ambition de multiplier par trois la capacité mondiale d’ici 2050. En 2025, déjà, la production d’énergie nucléaire devrait atteindre un record historique.

Selon les experts de l’AIE, tout est réuni pour que l’énergie nucléaire entre dans une nouvelle ère de croissance. L’intérêt est au plus haut depuis les crises pétrolières des années 1970. Plus de 40 pays ont fait le choix de soutenir l’utilisation de cette énergie « qui apporte des avantages avérés en matière de sécurité énergétique ainsi que des réductions d’émissions, en complément des énergies renouvelables ». Et au cœur du changement, les experts voient les petits réacteurs modulaires, les fameux SMR — pour Small Modular Reactor.

À lire aussi Voici la carte des 6 futurs réacteurs nucléaires EPR prévus en France

Les SMR au cœur du renouveau du nucléaire

Rien que si les politiques actuelles sont suivies, la puissance totale des SMR installés d’ici 2050 sera de 40 GW. Mais « le potentiel est bien plus grand ». Notamment parce que les centres de données pourraient bénéficier de leur électricité bas-carbone. Amazon, Google ou encore Meta ont déjà fait part de leur intérêt pour la technologie. Ainsi, il ne manquerait plus que des politiques de soutien claires et une réglementation simplifiée pour que la capacité totale des petits réacteurs modulaires attendue pour le milieu de ce siècle soit triplée. Dépassant les 120 GW répartis en un millier de SMR.

Si les coûts de construction de ces petits réacteurs modulaires pouvaient être ramenés à des niveaux comparables à ceux des réacteurs à grande échelle — soit environ 4 500 dollars par kilowatt d’ici 2040 en Europe —, l’AIE estime que leur nombre augmenterait encore de 60 % supplémentaires. L’Agence tablerait alors sur une puissance de 190 GW en 2050. Elle souligne que cette trajectoire est plus ambitieuse que les principales de celles que ses experts ont retenues. Mais moins ambitieuse que celle présentée par les développeurs de projets SMR. L’attrait pour ces petits réacteurs modulaires aurait par ailleurs pour effet de redistribuer vers l’Europe et les États-Unis notamment, un marché du réacteur nucléaire qui est aujourd’hui dominé par des technologies chinoises et russes.

À lire aussi Voici la carte des centrales nucléaires en construction dans le monde

Le nucléaire, difficile à égaler

Pour dépasser la difficulté que pourrait poser l’insuffisance du financement public, l’AIE conseille au secteur de se standardiser afin de réduire les risques, le temps et le coût associés à la construction de chaque réacteur. De ce point de vue encore, les SMR ont leur épingle à tirer du jeu. Leurs coûts d’investissement devraient en effet pouvoir être ramenés — une fois de premiers projets établis et la technologie éprouvée — à des niveaux similaires à ceux des grands projets d’énergie renouvelable tels que l’éolien offshore et la grande hydroélectricité.

En conclusion, les experts de l’AIE soulignent que « l’énergie nucléaire n’est qu’une des nombreuses technologies nécessaires à l’échelle mondiale pour un avenir énergétique plus sûr et plus durable. Mais qu’il peut fournir des services à une échelle qui est difficile à reproduire avec d’autres technologies à faibles émissions. » Pour en profiter, les gouvernements devront adopter une approche globale, englobant des chaînes d’approvisionnement robustes et diversifiées, une main-d’œuvre qualifiée, un soutien à l’innovation, des mécanismes de réduction des risques pour les investissements ainsi qu’un soutien financier direct, et une réglementation efficace et transparente en matière de sûreté nucléaire, ainsi que des dispositions pour le démantèlement et la gestion des déchets. Il n’y a plus qu’à…

L’article Sommes-nous entrés dans une nouvelle ère du nucléaire ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Avec 89 térawattheures (TWh) d’exportation d’électricité vers nos voisins européens et 2,5 milliards euros d’investissement, le gestionnaire français du réseau d’électricité voit pourtant son chiffre d’affaires baisser.

Le gestionnaire du réseau électrique français, RTE, a présenté ses résultats annuels de 2024. Dans un contexte de retour à des niveaux de production d’électricité pré-crise et de stabilisation des prix de marché, l’entreprise affiche un chiffre d’affaires de 5,56 milliards d’euros, en recul de 9 % par rapport à 2023. Le résultat net s’élève à 171 millions d’euros, marquant un fort repli comparé à 2023 (417 M€) et 2022 (485 M€).

La production électrique française a atteint 536,5 TWh en 2024, des niveaux similaires à l’avant-crise des prix et du nucléaire. Cette dynamique a favorisé un solde exportateur jamais vu auparavant, de 89 TWh vers les pays voisins. Le prix spot moyen de l’électricité s’est établi autour de 60 €/MWh, stabilisé après les fortes fluctuations des années précédentes.

À lire aussi 2024, l’année de tous les records pour la France en matière d’électricité ?

Un chiffre d’affaires en baisse malgré une consommation en hausse

Les recettes d’accès au réseau – une sorte de péage — portées par une hausse de la consommation industrielle (+3 TWh) ont progressé de 4 %, atteignant 4,2 milliards d’euros. Toutefois, la baisse des écarts de prix entre la France et ses voisins a pesé sur les revenus des interconnexions, en recul de 770 millions d’euros. Les coûts d’exploitation sont restés élevés, notamment en raison du coût des réserves nécessaires au maintien de la fréquence et des achats d’électricité pour compenser les pertes sur le réseau. La consommation a, elle aussi, repris le chemin de la hausse après des années en berne.

RTE a poursuivi une politique d’investissement croissante chaque année, dépassant pour la première fois les 2,5 milliards d’euros (+508 millions d’euros en un an). Cette hausse de 37 % par rapport à 2023 s’inscrit dans une trajectoire de 100 milliards d’euros d’investissement à 2040 pour intégrer les énergies bas-carbone et poursuivre les projets d’interconnexion comme le Celtic Interconnector (avec l’Irlande) et golfe de Gascogne (France et Espagne en 2028).

À lire aussi Voici les nouveaux prix de l’électricité au 1er février 2025

Hausse de l’endettement

L’augmentation des investissements s’est accompagnée d’une hausse de l’endettement net de 13 %, atteignant 11,75 milliards d’euros. Pour financer ses projets, RTE a levé 2,25 milliards d’euros sur les marchés obligataires, incluant une tranche verte de 750 millions d’euros dédiée aux raccordements d’énergies renouvelables.

Alors que 2024 marquait la fin de la période tarifaire TURPE 6 HTB (2021-2024), RTE a présenté en février 2025 les grandes orientations de son prochain schéma décennal de développement du réseau (SDDR). Ce plan vise à accélérer la transition énergétique, adapter le réseau aux évolutions climatiques et soutenir la réindustrialisation du pays.

Avec une évolution tarifaire validée par la Commission de régulation de l’énergie (CRE) au 1er février 2025, RTE assure disposer des moyens nécessaires pour poursuivre la modernisation du réseau.

L’article Combien d’argent le gestionnaire du réseau électrique français RTE a-t-il gagné en 2024 ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Connaître ses consommations exactes d’eau, de gaz et d’électricité sans avoir à jongler parmi une multitude de compteurs et d’applications smartphone ? C’est possible grâce aux compteurs multi-énergies à placer dans le tableau électrique. Nous avons opté pour l’Ecocompteur de Legrand. Un appareil méconnu, mais pourtant très utile, que nous avons testé durant plusieurs mois.

Pour les geeks que nous sommes, pouvoir mesurer précisément les consommations d’eau, de gaz et d’électricité, à l’échelle du logement comme de l’appareil, est un vieux rêve. S’il fallait auparavant installer un compteur individuel pour chaque poste et le relever manuellement, il existe aujourd’hui des dispositifs complètement centralisés et connectés. Ainsi, un seul et unique appareil permet de mesurer et remonter toutes les informations au sein d’une application smartphone. Simple et pratique.

À l’origine du compteur, une réglementation énergétique

L’offre de compteurs multi-énergies destinée aux particuliers n’est pas pléthorique. Et celle-ci n’a pas émergé en réponse à un soudain appétit de la population pour le comptage, mais à une nécessité légale : la réglementation énergétique (RE2020). L’article 27 de cette réglementation impose aux logements neufs la présence d’un dispositif permettant de communiquer les consommations d’énergie à ses occupants.

Il peut s’agir d’estimations consultables à partir d’outils en ligne, qui relèvent les données des distributeurs de gaz et d’électricité. Moins cher, mais aussi moins précis. Les plus pointilleux préfèreront l’installation d’un compteur multi-canaux, qui mesure en permanence les consommations réelles d’eau, de gaz et d’électricité (conso totale du logement et par ligne).

S’il existe une grande variété de compteurs à lignes multiples pour l’électricité uniquement, ceux qui permettent de mesurer également l’eau (voire l’eau chaude) et le gaz sont moins courants. Trois modèles sont actuellement commercialisés : le module Schneider Wiser, l’afficheur Hager l’Ecocompteur de Legrand. Ce dernier étant le plus facile à se procurer et à utiliser selon les avis que nous avons consultés, nous avons choisi de le tester.

Un prix toujours trop élevé pour se démocratiser

Tous affichent des tarifs bien trop élevés. Nous avons acheté notre exemplaire 210 euros, mais le prix peut grimper jusqu’à 300 euros selon les modèles. Connaître ses consommations avec précision n’est hélas pas à la portée de tous. D’autant qu’il faut ajouter des tores vendus séparément (autour de 20 euros) ainsi que des câbles et compteurs ou capteurs impulsionnels (pour l’eau et le gaz). Comme leur nom l’indique, ces modules émettent une impulsion électrique pour chaque mètre-cube d’eau ou de gaz consommée, qui est détectée par l’Ecocompteur.

Notre logement ne consommant pas de gaz, nous n’avons pas eu à installer de capteur pour ce poste. Pour des raisons techniques, nous avons seulement pu installer un capteur d’impulsion sur l’arrivée générale d’eau. Acheté d’occasion sur Leboncoin, l’ensemble compteur et capteur impulsionnel nous a coûté « seulement » 60 euros, auxquels il a fallu ajouter 10 euros de câble (2 × 0,75 mm²) afin de le raccorder à l’Ecocompteur. Ce dernier fournit d’ailleurs la tension (30 V) nécessaire au fonctionnement du capteur d’impulsions.

Un compteur multi-canaux tentaculaire

Pour mieux comprendre les capacités de l’Ecocompteur Legrand, voici un diagramme qui présente toutes les connexions possibles.

En résumé, il est possible de mesurer les postes suivants :

• Eau froide
• Eau chaude (ou autre poste de consommation d’eau)
• Gaz (ou autre poste de consommation d’eau)
• Électricité (ligne 1)
• Électricité (ligne 2)
• Électricité (ligne 3)
• Électricité (ligne 4)
• Total électricité via ligne d’arrivée ou ligne 5
• Total électricité via ligne TIC connectée au compteur Linky (paramétré en historique uniquement)

L’Ecocompteur remonte l’ensemble de ces informations par Wifi ou câble Ethernet à l’application smartphone Home+Control, qui présente l’avantage d’être française. Cette dernière est très complète et assez facile à utiliser, même si elle comporte quelques petites étrangetés cosmétiques. À notre grand étonnement, l’application ne permet pas de consulter les puissances instantanées de chaque ligne, alors qu’il est possible de les consulter sur l’écran de l’Ecocompteur. Plutôt frustrant. L’on doit se contenter des consommations déclinées par jour/semaine/mois/année, heures pleines et heures creuses, en kilowattheures, mètres cubes, mais aussi en euros (si l’on a renseigné les prix et horaires des heures creuses dans l’application).

Installation et câblage de l’Ecocompteur Legrand

L’installation et le câblage de l’Ecocompteur sur un rail DIN dans le tableau électrique se fait sans grande difficulté. Legrand aurait toutefois pu concevoir son produit de façon à faciliter la tâche dans le cadre d’une rénovation. On regrette, par exemple, les tores à enfiler sur chaque ligne, ce qui nécessite de les débrancher de leur disjoncteur, alors qu’il existe des tores clipsables. De même, le bornier d’alimentation de l’Ecocompteur est très profond. Nous n’avions pas de tournevis assez long et fin pour cela, et avons dû démonter le capot afin de serrer les vis du bornier.

Autre petite déception : la relève de la consommation générale via la ligne TIC du compteur Linky (qui libère donc une cinquième ligne de comptage) ne peut se faire que si ce dernier est en mode historique. Cela peut être modifié en appelant son fournisseur d’électricité. Notre Linky étant en mode standard afin de pouvoir tester toutes sortes de compteurs avec une meilleure précision, nous n’avons pas pu bénéficier de cette fonctionnalité.

Relier les capteurs impulsionnels, une étape plus délicate

La partie la plus complexe concerne le capteur impulsionnel destiné à la relève de la consommation d’eau. Cela dépend bien sûr de chaque logement, mais dans notre situation, nous avons dû tirer une ligne longue de 30 mètres entre l’Ecocompteur et le compteur d’eau général. À noter que nous n’avons pas pu installer de capteur impulsionnel sur le compteur de notre fournisseur d’eau, déjà équipé d’une tête de télérelève incompatible avec l’Ecocompteur.

Pour éviter de fastidieuses et coûteuses démarches auprès de notre fournisseur, nous avons donc greffé un second compteur sur l’arrivée générale d’eau pour pouvoir y clipser un capteur impulsionnel. En achetant l’ensemble d’occasion, l’opération n’a pas coûté très cher. Cela a toutefois nécessité beaucoup de recherches afin de trouver les modèles adaptés à notre installation et compatibles avec l’Ecocompteur. Le marché est plutôt réservé aux professionnels et il n’est hélas pas aisé de se procurer le matériel adéquat à un prix abordable lorsqu’on est un particulier.

Paramétrage et utilisation de l’Ecocompteur Legrand

Une fois les câblages réalisés, il suffit de mettre l’Ecocompteur sous tension et de le paramétrer. À commencer par la connexion internet en Wifi ou Ethernet. Nous avons préféré la seconde après avoir testé la première. Notre box étant trop éloignée de l’Ecocompteur, la liaison s’interrompait régulièrement. Sur l’application smartphone Home+Control, toutes les étapes sont guidées et la connexion se fait aisément. Cette dernière permet de nommer les lignes facilement, même s’il est possible de le faire sur l’écran du compteur.

L’application offre aussi la possibilité de régler les entrées impulsionnelles (par défaut, une impulsion vaut 1 litre, mais l’on peut modifier ce ratio). Une fonctionnalité est particulièrement appréciée : l’envoi de notifications personnalisées, qui alertent si la puissance d’une ligne ou du total est supérieure à la valeur de son choix. Pratique pour éviter de dépasser sa puissance souscrite.

À noter que ceux qui souhaitent rester hors connexion peuvent tout à fait paramétrer et consulter les données de l’Ecocompteur grâce à la molette à droite de l’écran.

Notre avis sur l’Ecocompteur Legrand

Le compteur multi-canaux proposé par Legrand est un excellent outil pour relever précisément et consulter sans prise de tête l’ensemble de ses consommations d’électricité, de gaz et d’eau. S’il remplit parfaitement sa mission première, il reste un produit perfectible, particulièrement au regard de son prix élevé. Une version plus accessible aux particuliers serait bienvenue, notamment pour faciliter le comptage d’eau et de gaz au moyen de capteurs impulsionnels sans-fils. Consultez ci-dessous les points forts et les points faibles de l’Ecocompteur Legrand ⬇️

 

L’article Test Legrand Ecocompteur : eau, gaz et électricité, tout mesurer sans s’embêter est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Le top départ de la course à l’énergie propre a été donné il y a plusieurs années déjà maintenant. Mais des chercheurs pourraient bien avoir fait une découverte aujourd’hui qui nous donnerait une longueur d’avance. Des réserves d’hydrogène naturel semblent se cacher sous nos montagnes.

L’hydrogène. Il est considéré comme l’un des piliers de notre transition énergétique. Notamment parce qu’il pourrait contribuer à décarboner notre industrie et notre mobilité. À la condition, toutefois, que l’on s’appuie sur un hydrogène bas-carbone. Un hydrogène, donc, produit par électrolyse de l’eau dans des électrolyseurs alimentés par des énergies renouvelables ou de l’électricité nucléaire. Ou, espèrent les scientifiques depuis assez récemment, un hydrogène trouvé à l’état naturel sur notre Terre.

À lire aussi La France, futur eldorado de l’hydrogène naturel ?

Comme notre Terre produit de l’hydrogène

Depuis assez récemment, parce que jusqu’ici, les chercheurs ne pensaient pas qu’il existait suffisamment d’hydrogène naturel — celui qui a reçu le qualificatif d’hydrogène blanc — pour les applications que nous lui envisageons. Mais ils ont découvert qu’un certain nombre de processus géologiques peuvent en générer. Et aujourd’hui, une équipe du Helmholtz Centre for Geosciences (GFZ, Allemagne) publie des précisions importantes à ce sujet.

Pour comprendre, notons que les scientifiques estiment que le mécanisme le plus prometteur pour la production d’hydrogène naturel à grande échelle est un processus géologique qui implique les roches du manteau terrestre. En réagissant avec l’eau, ces roches peuvent former du H2 blanc par serpentinisation. Mais pour que ces roches soient mises en contact avec de l’eau, il faut qu’elles soient ramenées près de la surface. Et cela se produit lorsque les bassins océaniques s’ouvrent et donnent naissance à un rift. Mais aussi lorsque des montagnes se forment. Les plaques tectoniques continentales se rapprochent alors et entrent en collision, poussant les roches du manteau vers la surface.

À lire aussi Un flux record d’hydrogène naturel découvert en Albanie

De l’hydrogène blanc plein les montagnes

Dans la revue Science Advances, les chercheurs du GFZ racontent comment leurs modélisations de pointe leur ont permis de déterminer que la production d’hydrogène peut être jusqu’à 20 fois supérieure dans les zones de formation de montagnes que dans les environnements de rifts. Et ce n’est pas tout. Ils expliquent aussi que les roches-réservoirs — les grès, par exemple —, qui permettent d’accumuler un hydrogène qui pourra être économiquement exploité, sont présentes dans les chaînes de montagne. Alors qu’elles semblent absentes des rifts.

La découverte appuie donc les efforts d’exploration déjà en cours dans les Pyrénées et dans les Alpes où des indices d’une production naturelle d’hydrogène ont été identifiés. « Nous sommes peut-être à un tournant de l’exploration de l’hydrogène naturel. Nous pourrions ainsi assister à la naissance d’une nouvelle industrie », avance Frank Zwaan, auteur principal de ces travaux.

L’article De grandes quantités d’hydrogène naturel se cacheraient sous nos montagnes est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Selon une nouvelle analyse, en 2024, les ventes de pompes à chaleur ont chuté dans plusieurs pays d’Europe, dont la France. Le secteur subit un net ralentissement en raison de facteurs à la fois politiques et économiques.

L’Europe compte en grande partie sur les pompes à chaleur pour décarboner le secteur du chauffage. Soutenue par des politiques incitatives, cette technologie a franchi en 2017, le cap du million de ventes annuelles. Depuis, le marché a connu une croissance continue jusqu’en 2023, année où les ventes ont commencé à reculer. D’après un récent rapport de l’Association européenne des pompes à chaleur (EHPA), cette tendance s’est encore poursuivie en 2024.

À lire aussi Test sèche-linge pompe à chaleur : comment il anéantit votre facture d’électricité

Des baisses presque partout, entrainant des pertes d’emplois

Selon l’EHPA, les ventes de pompes à chaleur ont chuté de 23 % en 2024, passant de 2,6 millions à 2 millions d’unités, un niveau comparable à celui de 2021. Cette analyse préliminaire couvre 13 pays européens, dont l’Autriche, la Belgique, le Danemark, la Finlande, la France, l’Allemagne, l’Italie, les Pays-Bas, la Norvège, le Portugal, la Pologne, la Suède et le Royaume-Uni.

Si la tendance est globalement à la baisse en Europe, le Royaume-Uni fait figure d’exception avec une hausse marquée. Les ventes y ont bondi de 60 244 à 98 448 unités, soit une progression de 63 %. À l’inverse, la Belgique et l’Allemagne enregistrent les plus fortes baisses, avec respectivement -51 % et -47 %. En France, les ventes ont reculé de 24 %, passant de 720 076 en 2023 à 546 907 en 2024. Le pays compte désormais 6,55 millions de pompes à chaleur installées, soit environ 21 appareils pour 100 foyers.

D’après l’association, ce ralentissement du marché a fortement affecté l’industrie. Plusieurs fabricants ont dû réduire leur production et ajuster leurs effectifs. Selon l’EHPA, 4 000 emplois ont déjà été supprimés et 6 000 autres affectés sur les 170 000 générés par la filière. Un coup d’autant plus dur pour le secteur qui s’est vu financer des milliards d’euros pour multiplier la production en 2022 et en 2023 afin de s’affranchir du gaz russe.

À lire aussi Pompe à chaleur : aides, primes et subventions, ce qui change en 2025

Trois raisons derrière

Cette chute s’explique par trois facteurs principaux selon l’EHPA. Tout d’abord, la modification des aides gouvernementales a semé le doute chez les consommateurs. Seconde raison, le contexte économique difficile et la baisse du pouvoir d’achat freinent les investissements. Enfin, la baisse du prix du gaz incite de nombreux foyers à privilégier cette source d’énergie. En effet, les consommateurs se tournent de plus en plus vers le gaz, d’autant que les chaudières à gaz restent bien plus abordables que les pompes à chaleur, dont le coût peut être trois à quatre fois plus élevé.

L’article Pompe à chaleur : pourquoi les ventes ont chuté de 23 % en Europe en 2024 ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.