La transition énergétique ne se fera pas sans un réseau électrique moderne et développé. C’est l’analyse réalisée par la Cour des comptes européenne dans un rapport publié ce 2 avril. L’institution y appelle à des investissements massifs, estimés entre 1 994 et 2 294 milliards d’euros d’ici à 2050, dont 1 871 milliards pour les seules infrastructures électriques, afin de soutenir l’objectif de neutralité carbone de l’UE.

À mesure que l’Union électrifie ses usages et intègre davantage d’énergies renouvelables, le réseau actuel, par endroits vétuste, montre ses limites. Près de 50 % des lignes de distribution en Europe ont plus de 40 ans. Et leur modernisation ne suit pas le rythme imposé par la transition énergétique. Résultat : les projets de réseau prennent souvent plus de temps à aboutir que ceux liés aux énergies renouvelables qu’ils sont censés accueillir. Il faudra donc investir presque 2 000 milliards d’euros dans le réseau électrique à horizon 2050.

Un risque à ne pas investir

Les auditeurs européens pointent plusieurs freins pour expliquer le retard pris, donc le mur d’investissement qui se profile : des retards persistants dans l’octroi de permis, une pénurie de main-d’œuvre et de composants et une planification trop cloisonnée entre États membres. Le risque de rater les objectifs climatiques serait la conséquence d’un désinvestissement.

La Cour européenne des comptes insiste aussi sur les moyens d’optimiser les investissements. Des solutions existent : flexibilité de la demande, stockage, gestion active du réseau, ou encore développement de l’autoconsommation. Une manière de consommer localement et responsabiliser le consommateur.

Le problème du financement

Mais pour cela, il faut lever un dernier verrou : le financement. Si certains gestionnaires de réseau comme le français RTE parviennent à mobiliser des capitaux, d’autres restent confrontés à un accès au crédit limité. La Cour rappelle que des règles de rémunération claires et stables sont essentielles pour rassurer les investisseurs tout en garantissant, bien sûr, des tarifs acceptables pour les consommateurs. En témoigne la récente hausse du TURPE, la composante du réseau dans la facture d’électricité des français. En France, un effort de 100 milliards d’euros d’ici 2040 est prévu pour adapter le réseau national à l’électrification et aux énergies renouvelables (plan SDDR RTE).

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Cela parait farfelu, mais c’est pourtant vrai, à certaines conditions. Un fournisseur d’énergie propose de rémunérer les utilisateurs de voitures électriques lorsqu’ils rechargent à leur domicile via une offre spécifique. Le concept est finalement simple : en gérant les périodes de recharge, le fournisseur échange de l’électricité sur les marchés en réalisant une marge, et reverse une partie des bénéfices à ses clients.

Le prix du kilowattheure au tarif réglementé a récemment baissé de 20 %, passant de 0,25 à 0,20 euro. Une baisse spectaculaire, mais un montant qui reste élevé pour ceux qui consomment de grandes quantités d’électricité, comme les propriétaires de voitures électriques. La recharge complète d’une citadine coûte actuellement entre 7 et 10 euros, selon son contrat et son option tarifaire, soit entre et 300 et 400 euros annuels pour un petit rouleur.

Pour faire baisser la facture, certains ne rechargent que la nuit, durant les heures creuses, d’autres optent pour l’option Tempo d’EDF ou investissent dans des panneaux solaires. Mais une offre méconnue peut également réduire considérablement le coût des recharges. Lancée au printemps 2025 par le fournisseur Octopus Energy, l’offre « Intelligent Octopus » propose à ses clients un bonus de 0,12 euro par kilowattheure de recharge, sous forme de rabais sur la facture d’électricité. De quoi, à priori, substituer plus de la moitié du coût de la recharge. C’est alléchant, mais comment cela fonctionne ?

Laisser son fournisseur d’électricité gérer la recharge de sa voiture

Tout d’abord, il faut posséder un véhicule ou un point de charge compatible (un simulateur est disponible sur le site d’Octopus). Vous devez ensuite souscrire à l’offre Intelligent Octopus, dont le tarif de l’électricité est calqué sur le tarif réglementé, et télécharger l’application smartphone de l’opérateur. Avant de se brancher, l’utilisateur doit renseigner son objectif de recharge sur l’application : l’heure de départ et le pourcentage de batterie souhaité. Rien de plus. Octopus gère ensuite la recharge en fonction du prix de l’électricité. Il peut la couper lorsqu’il est trop élevé et l’activer lors de périodes de prix bas, voire négatifs.

La recharge doit donc se faire lentement sur une longue période, la nuit par exemple. Un mode « charge rapide » permet d’ailleurs de s’en affranchir, mais supprime d’office toute possibilité de percevoir le bonus. Autrement, l’utilisateur bénéficie, chaque mois, des 12 centimes par kilowattheure « smartchargé ». Pour savoir d’où vient cet argent, il faut se plonger dans les marchés de l’électricité.

L’électricité s’échange sur les marchés comme le pétrole

Car, si les électrons sont invisibles, ils s’échangent bel et bien sur des places de marché, presque de la même façon que le pétrole, le blé et bien d’autres matières. Son prix varie donc en temps réel, en fonction de l’offre et de la demande, entre autres paramètres : il peut être négatif lorsque la production électrique est excédentaire et atteindre des montants ahurissants lorsqu’un doute plane sur les capacités de production des centrales. Ainsi, les fournisseurs peuvent faire des bénéfices en achetant de l’électricité sur des créneaux favorables.

« Parce qu’il nous laisse piloter la recharge, on reverse au client les économies qu’on va pouvoir générer » résume Caroline Carret, la responsable produit/marketing et spécialiste du véhicule électrique chez Octopus. Les clients pourraient ainsi espérer « sans aucun compromis » un rabais annuel de 250 euros, dans le cas d’un véhicule « qui parcourt 12 000 km/an et consomme 17,5 kWh/100 km ». Un rabais qui peut se transformer en véritable bénéfice net pour les propriétaires d’une centrale solaire, qui utiliseraient leur production photovoltaïque pour recharger leur véhicule. Un « problème » sur lequel Octopus dit travailler, le fournisseur ne pouvant pour l’instant accéder qu’à la consommation transmise par le compteur Linky, au pas de 30 minutes.

Peu de véhicules électriques compatibles pour l’instant

Il faut toutefois noter que l’offre est pour l’instant très restrictive puisqu’il faut non seulement résider en logement individuel et être propriétaire d’un des rares modèles de voitures électriques compatibles. Ni les modèles commercialisés par Renault, Peugeot, Fiat, Dacia, MG ni même Hyundai et Kia ne sont acceptés. Les Tesla, Volkswagen, Audi et Seat le sont toutefois. Octopus dit viser un objectif de 50 % de véhicules compatibles d’ici la fin de l’année.

Pour qu’un véhicule puisse bénéficier de l’offre Intelligent Octopus « il faut discuter avec chaque fabricant [de véhicule ou de borne, NDLR], pour pouvoir piloter et recevoir les données. C’est un boulot assez dense, car il y a peu de protocoles uniformisés, peu d’interopérabilité » déplore Caroline Carret.

Lancée début mars 2025 en France, l’offre Intelligent Octopus revendiquerait 200 clients. Au Royaume-Uni, pays d’origine du fournisseur, ce type de contrat compterait 250 000 abonnés, auxquels il faudrait ajouter 80 00 à 90 000 clients d’offres classiques réservées aux véhicules électriques (sans rémunération). Un grand marché est donc à saisir en France. Octopus n’est d’ailleurs pas le seul à vouloir s’en emparer. Récemment, MyLight150 a lancé une offre du même genre, bien que moins avantageuse pour l’utilisateur.

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Elle était en activité depuis plus de 40 ans. En Finlande, la centrale électrique au charbon de Salmisaari vient d’être arrêtée. Elle était la dernière du genre dans le pays. Ou presque…

Depuis quelques années déjà, l’essor des énergies renouvelables — essentiellement de l’éolien — et des changements de politique au sein du gouvernement ont fait chuter la consommation de charbon en Finlande. Mais ce mardi 1ᵉʳ avril — et ce n’est pas un poisson de mauvais goût — est à marquer d’une pierre blanche. Comme le jour où la dernière centrale électrique et thermique au charbon de Finlande a arrêté ses activités. Avec une belle avance, donc, sur l’objectif fixé par le précédent gouvernement du pays en 2019 de sortir du charbon d’ici 2029. « À l’époque, l’objectif semblait ambitieux », commente la ministre finlandaise du Climat et de l’Environnement, Sari Multala.

Ce résultat encourageant a été obtenu grâce à un ensemble de politiques et de dispositifs de soutien. Grâce aussi au forcing de quelques associations environnementales. Depuis 2020, les capacités éoliennes ont plus que doublé et le pays a mis en service un nouveau réacteur nucléaire, l’EPR d’Olkiluoto. Ces deux énergies fournissent aujourd’hui autour de la moitié de l’électricité consommée en Finlande. La Confédération des industries finlandaises estime que l’éolien est désormais le « principal moteur de la croissance économique du pays ».

Des énergies renouvelables pour remplacer le charbon

Le producteur d’énergie finlandais Helen précise que la production annuelle de 175 mégawatts (MW) d’électricité et de 300 MW de chaleur de la centrale à charbon de Salmisaari — un quartier d’Helsinki — sera désormais remplacée par de l’électricité renouvelable ou nucléaire et par des pompes à chaleur exploitant de la chaleur résiduelle ou environnementale. Des granulés et des copeaux de bois continueront, un temps, à être brûlés. Mais l’objectif affiché par Helen est bien « d’éliminer toute combustion d’ici 2040 ».

Selon les chiffres communiqués par le producteur finlandais, la fermeture de la centrale de Salmisaari devrait faire baisser ses émissions de dioxyde de carbone (CO₂) de 50 % par rapport à celles de 2024. Et celles de la ville d’Helsinki de 30 %.

Un résidu de charbon reste à éliminer du mix finlandais

Malgré cela, dire que la Finlande est sortie du charbon n’est pas tout à fait juste. Car une centrale à charbon reste prête à redémarrer. Celle de Meri-Pori, dans le sud-ouest du pays. Et ce jusqu’à fin 2026. Si besoin était, en situation d’urgence, de garantir la sécurité d’approvisionnement du système électrique finlandais.

Deux autres petites centrales à charbon, celle de Vaskiluoto 2 — une île de l’ouest de la Finlande — et celle de Martinlaakso 2 — au nord d’Helsinki —, fonctionnent, elles aussi, encore au charbon pour une partie de leur production. Le reste étant assuré par de la biomasse. Au total, elles fournissent 0,67 térawattheure (TWh), soit 0,8 % de la consommation du pays.

Après le Royaume-Uni, sorti du charbon il y a quelques mois, la Finlande peut malgré tout s’ajouter à la liste des 14 pays de l’Organisation de coopération et de développement économique (OCDE) qui produisent maintenant leur électricité sans charbon. Sachez que 13 autres pays ont planifié l’abandon de cette énergie fossile d’ici 2030.

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Peut-on réinventer l’eau chaude ? Dans un monde en pleine transition énergétique, la réponse est bien sûr un grand « oui ». Et aujourd’hui, c’est une société française qui innove, avec son futur ballon d’eau chaude thermodynamique ORA X.

Pour peu que l’on s’intéresse aux économies d’énergie et aux énergies renouvelables, Yack mérite qu’on se penche sur ses produits. Pour prendre un exemple, les chauffe-eau thermodynamiques de sa gamme ORA sont pour l’essentiel compatibles avec des capteurs solaires ou une chaudière externe, permettant ainsi de varier les sources d’énergie en fonction de leur disponibilité ; en la matière, la société a annoncé en fin d’année dernière son partenariat d’exclusivité avec Abora, un fabricant espagnol de panneaux solaires hybrides.

Yack, fondée en 2000, commercialise des systèmes de climatisation, de chauffage et de production d’eau chaude sanitaire. En pratique, elle est surtout importatrice de matériel, notamment de la marque Mitsubishi. Elle cherche toutefois à développer sa propre marque, en devenant fabricant, tout en priorisant le « made in France ». Dans un environnement terriblement compétitif, la société a bien compris que l’innovation était la seule manière de parvenir à percer, et pour ce faire, elle s’est dotée de moyens : un pôle R&D et de formation de 1200 m² dans le département du Var.

L’aboutissement de trois années de travail

Yack a obtenu un financement du plan « France 2030 », via l’Ademe. Cette aide de 800 000 euros, dont 500 000 de subventions et 300 000 d’avance remboursable, a contribué à la construction d’un prototype au terme de trois ans de recherche et développement, tout en permettant de lever des fonds auprès de banques.

Il en résulte l’ORA X, un ballon d’eau chaude innovant en matériau composite. Selon la société, il aurait le meilleur rendement du marché, tout en bénéficiant d’une durée de vie doublée de 15 à 30 ans. Cependant, on n’en sait pas beaucoup plus pour le moment sur la technique employée pour ce chauffe-eau innovant ; une affaire à suivre donc ! Quoi qu’il en soit, Yack indique que la production en série du nouveau produit débutera dès 2025 dans ses installations en France, créant ainsi de nombreux emplois d’après la société. Nous aurons bientôt l’occasion de le voir commercialisé. Et donc d’en savoir plus.

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Remplacer les carburants fossiles par des carburants biosourcés, une idée alléchante, sans aucun doute. Mais comment le faire en pratique, et à un coût compétitif ? Carbozym a inventé un système basse pression et basse température, basé sur de simples enzymes, qui pourrait faire le travail.

Le méthanol, c’est une substance dont on entend de plus en plus parler, comme une petite musique qui monte, qui monte. Il faut dire que cette molécule a de nombreux avantages en tant que vecteur énergétique : il peut être produit à partir d’énergie renouvelable et peut permettre de recycler le dioxyde de carbone, il est liquide, et donc plus facilement stockable, les moteurs à combustible interne existants peuvent être adaptés à son utilisation sans remplacement intégral, et enfin, il peut aussi servir dans des piles à combustible.

Une révolution à venir, donc, dans le domaine du transport propre ? À condition de trouver une solution pour produire le méthanol à bas coût.

Une innovation au cœur d’un bioréacteur

Une solution, Jullien Drone et Nicolas Brun en ont une. Tous les deux sont chercheurs à l’Institut Charles Gerhardt de Montpellier, au sein du pôle chimie Balard du CNRS. Ils ont inventé une technologie basée sur des enzymes, bien différente des solutions alternatives basées par exemple sur l’électro-catalyse. Une biotechnologie innovante, donc, qui leur a permis de fonder Carbozym, avec le soutien de partenaires prestigieux : CNRS Innovation, Bpifrance, le Businness Innovation Center de Montpellier et la société AxLR.

L’idée est d’utiliser du dioxyde de carbone produit par des processus naturels, comme la méthanisation ou la fermentation à partir de sources locales ou encore d’une source captive comme une installation industrielle. Le CO₂ est ensuite injecté dans un réacteur où se trouvent les enzymes. L’enjeu, en l’occurrence, est de permettre des immobilisations d’une manière simple et peu coûteuse, afin d’assurer une biocatalyse efficace. Pour ce faire, le réacteur est doté d’un support poreux innovant, qui, selon les auteurs, permet de fixer les enzymes sans avoir recours à des étapes de purification préalables. Carbozym a déjà déposé deux brevets.

L’idée intéresse et Carbozym cherche des investisseurs

Premier avantage : le procédé fonctionne ainsi à température et pression ambiante, et cela permet d’envisager une importante réduction des coûts par rapport à des solutions à haute pression et haute température. Et bien sûr, ce procédé n’utilise pas de ressources fossiles ; ainsi Carbozym promet de réduire de plus de 95 % les émissions de gaz à effet de serre. Une opportunité, sans doute, dans un marché du méthanol s’élevant à plus de cent millions de tonnes par an et 40 milliards de dollars, essentiellement assuré par des sources fossiles.

Carbozym va lancer deux levées de fonds, avec pour objectif de réunir 5 millions d’euros pour lancer la phase pilote, c’est-à-dire un système d’une capacité de 1000 L qui devrait démarrer en 2028. La société veut ensuite pouvoir proposer une installation industrielle de 20 000 L pour début 2030.

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Dans la course au stockage d’énergie par air comprimé, le français Segula Technologies joue la carte de la modularité pour s’adapter aux besoins des industries. Un pari intéressant pour permettre l’optimisation des énergies renouvelables locales.

Les potentielles applications du stockage d’énergie par air comprimé se dessinent peu à peu. La technologie, communément appelée Compressed Air Energy Storage (CAES), a longtemps été envisagée comme solution pour stocker l’énergie. Néanmoins, jusqu’à présent, les systèmes classiques ne présentaient pas un rendement suffisamment élevé pour être intéressants. En effet, du fait de pertes de chaleur lors de la compression, le rendement dépassait difficilement les 50 %.

La situation pourrait changer. Le groupe français d’ingénierie Segula Technologies a développé Remora, une technologie de stockage par air comprimé qui repose sur un système de compression isotherme. D’abord développée pour l’éolien offshore, cette technologie pourrait arriver sur la terre ferme par le biais de Remora Stack, une sorte de batterie à air comprimé qui prend la forme d’un conteneur de 12 mètres de long.

Selon Segula, grâce à ce système de compression isotherme, le rendement total atteindrait 70 %. Avec cette technologie, la puissance de stockage est déterminée par la taille du compresseur, et la capacité de stockage est déterminée par le volume d’air comprimé. Pour l’heure, grâce à un financement du projet européen AIR4NRG, deux projets pilotes devraient être déployés en Espagne d’ici 2026, d’une puissance de 200 kW chacun. La capacité de stockage n’a toutefois pas été précisée. L’industrialisation de la technologie est espérée pour 2028-2029.

Une technologie adaptée à de nombreux usages

À l’origine, Segula a développé cette technologie pour permettre l’optimisation de la production de parcs éoliens offshore. D’ailleurs, d’autres projets de stockage d’énergie à l’échelle du réseau sont en cours de développement, notamment en Californie. Mais avec le Remora Stack, le groupe français vise plutôt un déploiement sur des sites industriels, des écoquartiers ou encore des infrastructures publiques grâce à un format compact, particulièrement adapté à ce type d’usage. La technologie se veut à la fois fiable et modulable. Elle pourrait donc facilement être adaptée aux besoins évolutifs d’un site industriel.

Avec sa technologie, Segula est allé encore plus loin et a imaginé cette même technologie adaptée aux particuliers. Celle-ci prendrait la forme – et la taille – d’un ballon d’eau chaude. Elle permettrait de stocker l’énergie produite par des panneaux photovoltaïques grâce à une technologie qui ne nécessite ni terre rare, ni lithium.

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Enjeu fondamental de la transition énergétique, le recyclage des batteries vient peut-être de franchir une étape très importante. Des chercheurs chinois ont, en effet, réussi à recycler le lithium de batteries sans utiliser d’acide, ni utiliser de grandes quantités d’énergie.

Composantes essentielles de notre quotidien, les batteries lithium-ion ont un défaut : leur recyclage peut être complexe et énergivore, et impliquer des impacts environnementaux notables selon les procédés mis en place. Mais ce constat pourrait bientôt changer. Des chercheurs de l’Université centrale du sud à Changsha, de l’Université normale de Guizhou et du Centre national de recherche en ingénierie des matériaux de stockage d’énergie avancés, ont réussi à développer une solution de recyclage plus efficace et plus durable. Celle-ci repose sur l’utilisation d’une solution liquide contenant du fer, du sel, de l’oxalate de sodium et surtout de la glycine. Ce liquide, au contact de la batterie, a la particularité de décomposer la batterie. Les particules métalliques se retrouvent ainsi dissoutes dans la solution.

Les résultats obtenus par cette nouvelle technique sont particulièrement prometteurs. En moins de 15 minutes, le processus aurait permis de récupérer 99,99 % du lithium, 96,80 % du nickel, 92,35 % du cobalt et 90,59 % du manganèse. Outre ces performances, cette solution a l’avantage d’être neutre. De plus, une fois l’extraction finie, la glycine n’est pas considérée comme un déchet, mais comme une ressource. En effet, riche, en azote, elle peut être utilisée comme engrais.

La difficile optimisation du recyclage des batteries

À l’heure actuelle, le processus de recyclage repose principalement sur l’hydrométallurgie, qui consiste à dissoudre les métaux contenus dans les batteries pour les récupérer. Cette technique nécessite d’utiliser des acides forts comme l’acide sulfurique, l’acide chlorhydrique ou l’acide nitrique. Selon les procédés habituels, l’hydrométallurgie permet de récupérer de 50 % à 80 % du lithium d’une batterie. De plus, les acides utilisés sont délicats à gérer, et représentent un danger pour l’environnement.

Plus récemment, une autre technique de recyclage a fait parler d’elle : le Flash Joule Heating. Ce procédé, mis au point par l’Université de Rice, au Texas, permettrait d’atteindre jusqu’à 98 % des matériaux usagés. Néanmoins, son principe de fonctionnement nécessite une très grande montée en température (plus de 3 000 °C), nécessitant une importante dépense d’énergie.

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Le gouvernement français vient de préciser les règles d’implantation des éoliennes à proximité des installations militaires. Ce projet de décret, accompagné d’un projet d’arrêté d’application, fixe des distances minimales et des critères techniques pour limiter les interférences électromagnétiques avec les radars et autres dispositifs de surveillance.

Le projet de décret proposé par le gouvernement au Conseil supérieur de l’énergie (CSE) vise à encadrer l’implantation des éoliennes à proximité des bases militaires. Il s’inscrit dans un cadre juridique précisé par une décision du Conseil d’État du 6 novembre 2024. Cette dernière imposait au gouvernement d’édicter des règles claires afin d’encadrer l’implantation des éoliennes en lien avec les installations militaires.

« Les éoliennes, par leur très forte signature radar, peuvent réduire fortement le champ électromagnétique présent à l’arrière. Cette réduction de champ va générer une zone où le radar voit ses capacités de détection dégradées » explique le projet de décret. Les nouvelles règles établissent une zone d’exclusion stricte sous les 5 km autour des installations militaires. Dans un rayon de 5 à 10 km, il faudra prouver qu’aucune dégradation du signal n’est constatée sur les radiophares omnidirectionnels très haute fréquence (VOR).

Au-delà, toute implantation sera soumise à une étude de compatibilité au cas par cas. Des seuils spécifiques sont également précisés, notamment pour les éoliennes de moins de 200 mètres de hauteur qui seront considérées comme acceptables si elles se situent à plus de 70 km d’un radar.

Une cohabitation sous conditions

Les projets de décret et d’arrêté définissent plusieurs critères d’évaluation, prenant en compte :

• La distance entre les éoliennes et les installations militaires.
• Le type d’infrastructure concernée (radars, radiophares omnidirectionnels, etc.).
• La possibilité de mesures de compensation, telles que l’arrêt temporaire des éoliennes en cas de besoin militaire.

En cas d’incompatibilité avérée, le projet pourra être refusé par le ministère des Armées. Autrement, des éoliennes en mer pourront par exemple être temporairement arrêtées sur demande du ministère, avec compensation.

L’exemple du parc de Dissay-sous-Courcillon

Le parc éolien de Dissay-sous-Courcillon montre la difficile conciliation entre impératifs militaires et développement des énergies renouvelables. Situé à 32 km du centre de détection et de contrôle de Cinq-Mars-La-Pile, Ouest-France relève que ce projet a été retoqué en raison des perturbations qu’il engendrerait sur un radar stratégique. Malgré des propositions de bridage des éoliennes par le promoteur, la justice pourrait confirmer le veto du ministère des Armées.

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Ce n’est pas un poisson d’avril. Peut-on générer de l’électricité en utilisant le champ magnétique de la Terre et sa propre rotation autour d’elle-même ? La réponse a toujours été non. Mais cette équipe de chercheurs aurait réussi à montrer que c’est possible, dans un article scientifique qui, peut-être, fera date.

La Terre est dotée d’un champ magnétique, d’une intensité très faible, de l’ordre en France de 47 µT (micro-Tesla), mais suffisant pour nous permettre de nous orienter à l’aide d’une boussole. Par ailleurs, la Terre tourne sur elle-même, ce qui est bien sûr à l’origine de l’alternance des jours et des nuits. Cette combinaison d’un champ magnétique et d’un mouvement peut laisser penser qu’il serait possible de produire un courant électrique dans un conducteur, un peu comme dans un alternateur.

La science a toutefois démontré que ce n’était pas possible. En 1832, Michael Faraday démontre par une expérience qu’il est impossible de générer de l’électricité à partir du champ magnétique et de la rotation de la Terre. Impossible donc ? Jusqu’en 2016, date à laquelle Christopher Chyba de l’Université de Princeton, et Kevin Hand, du California Institute of Technology, pointent une faille dans le raisonnement. Et en 2025, ils publient les résultats dans Physical Review Applied d’une expérimentation qui prouverait leur point de vue (l’article est disponible en source ouverte).

Cette invention se glisserait dans une faille théorique

L’explication de l’échec de l’expérience de Faraday a été la suivante : le champ magnétique de la Terre produit bien un mouvement des électrons, mais ce même mouvement génère à son tour un champ magnétique de retour qui annule l’effet du champ magnétique terrestre. Or, d’après Chyba et Hand, ce raisonnement présenterait une faille : il suppose que le champ magnétique dans le conducteur change instantanément.

Or ce n’est pas le cas : dans certains matériaux, le champ diffuse plus lentement, et cet effet pourrait être exploité. En effet, dans ce cas, le champ contre-moteur ne s’établit pas immédiatement, ne permettant pas d’annuler immédiatement le courant. Leurs calculs théoriques ont montré en outre qu’un courant serait produit s’il était placé de manière perpendiculaire à l’équateur, donc selon un axe nord-sud.

Une expérimentation indispensable

Les chercheurs ont donc fabriqué un cylindre creux constitué d’un ferrite de manganèse-zinc, de la taille approximative d’une grosse lampe de poche. Et ils l’ont testé dans leur laboratoire. Ils ont constaté un courant continu de quelques microvolts, conforme à leurs calculs. La tension, l’intensité et la puissance électrique générées ont été extrêmement faibles ; un calcul de coin de table de l’auteur de cet article indiquerait une puissance électrique inférieure au picowatt (soit moins de 0,000000000000011 W).

Une toute petite puissance générée, donc. Toutefois, les chercheurs envisagent une possible miniaturisation de leur système, ainsi qu’une mise en série, de façon à augmenter la tension et la puissance générées. Leur invention pourrait ainsi alimenter des systèmes de plus grande taille, par exemple, des capteurs dans des sites isolés, voire de véritables systèmes à notre échelle, ne serait-ce qu’une maison. Avec un avantage incomparable : l’absence de besoin d’alimenter en combustible, ou de recharger une batterie. Le système serait ainsi totalement autonome.

Une source d’énergie naturelle, mais fossile

Magique ? Non, l’énergie vient bien de quelque part. De la rotation de la Terre. Le système conduirait donc, en retour, à ralentir la rotation de notre planète et à augmenter la durée des jours. Un peu comme l’effet des marées lunaires, qui conduisent à ralentir la durée du jour sur Terre, et à éloigner la Lune ; ainsi, il y a 620 millions d’années, le jour durait environ 20 heures, et la Lune était plus proche d’environ 20 000 km.

Il s’agit donc d’une source d’énergie fossile, pas du tout renouvelable. Mais ce n’est pas un problème pour les auteurs, qui précisent : « Nous avons précédemment montré que même dans un scénario extrême où notre civilisation obtiendrait toute son énergie électrique à partir de l’effet décrit ici, la rotation de la Terre ne ralentirait que de moins de 1 milliseconde par décennie. » Fossile donc, mais avec un gisement si colossal, que cela n’aurait aucun effet sensible.

Du reste, nous devons être prudents sur cette découverte. L’effet mesuré était si faible, qu’il pouvait être provoqué par des phénomènes parasites (par exemple, la différence de température entre les faces du cylindre, par l’effet Seebeck). La publication a ainsi soulevé son petit débat, ce qui est tout à fait normal dans le cadre de la méthode scientifique. Les auteurs appellent par ailleurs à ce que leur expérience soit reproduite : « La prochaine étape consisterait pour un groupe indépendant à reproduire (ou contredire) nos résultats dans des conditions expérimentales très similaires à celles utilisées ici ». Souhaitons en effet d’autres expériences, pour en avoir le cœur net.

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Les énergies renouvelables ont couvert 46,9 % de la production d’électricité nette dans l’Union européenne l’an dernier. En hausse de 2,6 points par rapport à 2023, les données publiées par Eurostat confirment la progression de l’éolien, de l’hydraulique et du solaire.

46,9 % : c’est la part de l’électricité produite dans l’Union européenne (UE) par les renouvelables en 2024. Parmi elles, l’agence européenne des statistiques Eurostat constate que l’éolien se démarque avec 39,1 % de la production renouvelable totale. L’hydroélectricité suit de près avec 29,9 % et enfin le solaire représente 22,4 %. À elles trois, elles participent à se substituer aux énergies fossiles dans la production d’électricité.

De fortes disparités entre pays

La répartition de cette production reste inégale au sein de l’UE. Le Danemark affiche le taux le plus élevé, à 88,8 % d’électricité issue des renouvelables. Le Portugal suit (87,4 %) puis vient la Croatie (73,8 %). À l’opposé, Luxembourg (5,1 %), Malte (15,1 %), la République tchèque (17,5 %) et Chypre (24,1 %) enregistrent les plus faibles contributions. La France, quant à elle, se classe en 23ᵉ position avec une part inférieure à 30 %, dotée d’un gros parc hydroélectrique.

Le paquet législatif « Fit for 55 », élaboré par la Commission européenne, vise à réduire les émissions de gaz à effet de serre de 55 % d’ici 2030 et à atteindre la neutralité carbone en 2050. À ce titre, il met à jour la directive sur les énergies renouvelables, avec un objectif de 42,5 % en 2030, voire l’atteinte de 45 % si possible sous REPowerEU, pour se défaire des énergies fossiles.

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Une équipe de scientifiques néerlandais affirme avoir mis au point une technologie capable de produire de l’électricité à partir de chaussettes usagées. Une solution bas-carbone, sans intermittence, et surtout abondante.

C’est une découverte pour le moins inattendue qui a été révélée par l’université britannique de Stinks : un procédé bioélectrochimique permettant de transformer des chaussettes sales en électricité. Baptisée « Sock-to-Power », cette technologie repose sur la fermentation anaérobie de textiles portés, combinée à une catalyse enzymatique inspirée du système digestif du caméléon d’Afrique de l’Ouest.

Une source d’énergie fétide mais stable

Le fonctionnement du procédé est aussi simple que révolutionnaire. Les chaussettes, préalablement humectées à l’effort (l’humidité corporelle jouant un rôle essentiel), sont introduites dans une chambre de fermentation contenant une souche bactérienne modifiée, Lactobacillus absurdis. Cette bactérie se nourrit des composés organiques issus de la sueur humaine et libère d’infimes quantités d’électrons au cours du processus. Ces électrons sont ensuite captés par des nanoconducteurs en cuivre, permettant une production continue d’électricité.

D’après le professeur Jim Sarr-Dean, directeur du projet de recherche, « une seule paire de chaussettes portée pendant 48 heures permettrait de recharger un smartphone ». Il précise toutefois que les résultats sont meilleurs avec des chaussettes en laine, coton ou lin qu’en matière synthétique, ces fibres naturelles étant « un excellent substrat au développement bactérien ».

Un gisement inépuisable

Le principal atout de cette technologie ? Sa disponibilité. Contrairement au solaire ou à l’éolien, la chaussette sale ne dépend ni du climat ni de l’ensoleillement. L’être humain produit, en moyenne, 1,3 kg de linge malodorant par semaine. À l’échelle mondiale, cela représente un potentiel de production électrique de 10 TWh chaque année, selon une première estimation. De l’électricité dont l’impact carbone est évalué à seulement 2 g de CO2 eq./kWh, soit moins que le nucléaire.

Une start-up baptisée ISLER (It smells like an energy revolution), s’est déjà rapproché des universitaires à l’origine de cette innovation, et annonce des discussions avancées avec plusieurs fabricants de baskets et d’équipements de sport. Des partenariats sont également envisagés avec des salles de fitness, qui pourraient bientôt se transformer en microcentrales énergétiques grâce aux chaussettes de leurs abonnés. Le slogan de la start-up, « Just don’t wash it », fait d’ailleurs écho à une célèbre marque prisée des sportifs.

À quand les centrales podologiques ?

Si la technologie en est encore à ses balbutiements, plusieurs projets pilotes sont en cours. Un gymnase près de Stinky City teste depuis quelques mois une mini-centrale Sock-to-Power. Les premiers retours sont très encourageants : « on n’a plus de factures d’électricité, mais on a dû interdire les sandales », confie la directrice technique de l’établissement, Dora Dee. D’autres pistes sont à l’étude : l’utilisation de sous-vêtements, de chaussures de randonnée, et même de gants de toilette.

L’article Produire de l’électricité par fermentation des chaussettes sales, c’est possible est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Si les projets de nouveau nucléaire rivalisent de créativité en France et dans le monde, les exemples de réalisations concrètes ne sont pas encore au rendez-vous. Le gouvernement aurait enfin pris une décision pour le site de Cadarache. De quoi donner une chance à un de ces petits nouveaux.

Calogena développe le Cal-30, un petit réacteur modulaire (SMR) de 30 MW thermiques, destiné exclusivement à la production de chaleur, notamment pour le chauffage urbain. Nous rapportions dans nos colonnes en fin d’année dernière, que la start-up du groupe Gorgé manifestait de l’intérêt pour le projet d’Helsinki de se doter d’une source d’énergie nucléaire pour alimenter son réseau de chaleur urbain ; la capitale de la Finlande est en effet dotée d’un réseau de chaleur parmi les plus importants du monde.

L’entreprise a déposé il y a peu son Dossier d’option de sûreté (DOS) auprès de l’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection (ASNR), marquant ainsi une première étape de son processus de certification. Dans le cadre de sa démarche visant à concrétiser son projet, elle cherche par ailleurs un site pour construire une tête de série.

Décarboner un site nucléaire… qui se chauffe au gaz fossile !

Il semblerait que ce site soit Cadarache, le vaste site de recherche nucléaire du CEA (Commissariat à l’énergie nucléaire et aux énergies alternatives) dans les Bouches-du-Rhône. Le choix de cet emplacement présente plusieurs intérêts. En premier lieu, il est déjà doté d’un réseau de chaleur, aujourd’hui alimenté au gaz naturel fossile – et l’ironie pourrait prêter sourire pour un site aussi important dans l’histoire de la filière nucléaire française.

Par ailleurs, il s’agit d’un site déjà nucléarisé par plusieurs réacteurs, ce qui implique sans doute de moindres difficultés en ce qui concerne les démarches administratives d’autorisation. Il existe par ailleurs plusieurs autres projets de construction à proximité (le réacteur de fusion ITER, le réacteur de recherche Jules Horowitz RJH), et on peut supposer que ce soit favorable également en termes d’infrastructure et de logistique.

Cette décision aurait été prise lors du quatrième Conseil de politique nucléaire (CPN), qui s’est tenue à l’Élysée le 17 mars. Une chance serait donc donnée à Calogena de faire ses preuves, tout en décarbonant un site emblématique du nucléaire. Notons toutefois que pour le moment, cette décision n’a pas fait l’objet d’une confirmation officielle.

L’article Un mini réacteur nucléaire français pour chauffer le CEA de Cadarache ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

L’Agence internationale de l’énergie (AIE) a publié son observation annuelle 2024 du secteur de l’énergie. Elle relève notamment une hausse de la consommation d’énergie (+2,2 %), qu’une voiture vendue sur cinq est électrique et des émissions records de CO2.

La consommation d’électricité a bondi de 4,3 % en 2024, relève l’AIE dans son rapport annuel, avec +1 100 térawattheures (TWh) sur le réseau mondial. Elle s’explique par la multiplication des systèmes de refroidissement face aux températures extrêmes, l’électrification croissante des transports et de l’industrie et le déploiement des centres de données et de l’intelligence artificielle.

Alors que la demande en électricité était en berne dans les pays développés, à rebours de la tendance d’électrification et de décarbonation, la tendance commence à s’inverser. Aux États-Unis et en France, la demande a renoué avec la croissance.

Le pétrole en recul, le gaz en hausse

La part du pétrole dans le mix énergétique mondial est tombée, pour la première fois depuis longtemps, sous les 30 %. Elle culminait à 46 % il y a cinquante ans. En revanche, la consommation de gaz naturel a enregistré la plus forte progression parmi les énergies fossiles (+2,7 %, 115 milliards de mètres cubes supplémentaires) portée par l’Asie. La croissance du charbon ralentit cependant (+1 %).

Côté électricité, les énergies renouvelables et le nucléaire ont couvert 80 % de l’augmentation de la production d’électricité en 2024. La part combinée du nucléaire et des renouvelables dans la production électrique mondiale a atteint un pic à 40 %. Dans l’Union européenne, la production solaire et éolienne a dépassé pour la première fois celle combinée du gaz et du charbon. Aux États-Unis, leur part a grimpé à 16 %, dépassant celle du charbon, et même en Chine près de 20 % du mix électrique.

+ 25 % de ventes de véhicules électriques

La mobilité électrique poursuit son expansion, avec une voiture sur cinq vendue dans le monde désormais électrique. Les ventes ont progressé de plus de 25 % en 2024, notamment en Chine, où elles ont enregistré une hausse de près de 40 %. Si la transition énergétique s’accélère, les émissions de CO2 liées au secteur énergétique ont, elles, atteint un niveau record en 2024 (+0,8 %). Les températures extrêmes de l’année ont contribué pour moitié à cette augmentation des émissions.

L’AIE note que le déploiement des énergies bas-carbone permet d’éviter l’émission de 2,6 milliards de tonnes de CO2 par an, soit l’équivalent de 7 % des émissions mondiales.

L’article Émissions record de CO2, avènement de la voiture électrique : les contradictions relevées par l’Agence internationale de l’énergie en 2024 est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Rien n’est encore gagné, pour la transition énergétique. Malgré des chiffres records en matière de production d’énergie renouvelable, le pétrole reste le mètre étalon mondial, en matière d’énergie. 

Comme tous les mois, l’Agence internationale de l’énergie vient de publier son rapport sur le marché pétrolier pour février 2025. Riche en enseignements, ce rapport témoigne du déséquilibre qui semble se créer entre l’offre et la demande de pétrole sur l’année 2025.

Ce rapport montre que la baisse du recours aux énergies fossiles n’est pas encore d’actualité. En effet, l’année 2025 devrait être marquée par une hausse des besoins en pétrole estimée à 1,1 million de barils par jour (mbpj). Cette hausse est principalement liée aux besoins grandissants de la Chine, en particulier pour son industrie pétrochimique. La consommation totale devrait donc atteindre 103,9 millions de barils par jour. Cette situation dans le secteur pétrolier ne fait que confirmer les observations faites au sujet de la consommation de gaz : le monde n’est pas encore prêt à se défaire des énergies fossiles.

Réelle décroissance des besoins, ou situation macroéconomique complexe ?

Néanmoins, il est intéressant de noter que l’offre mondiale devrait augmenter d’autant plus, et surpasser la demande de pétrole à hauteur de 600 000 bpj. Cette différence entre offre et demande pourrait même atteindre 1 million de bp/j si l’Opep+ (Organisation des pays exportateurs de pétrole et ses alliés) prolonge la hausse de production au-delà du mois d’avril. Parmi ces pays, on peut citer le Kazakhstan qui dépasse ses objectifs de production fixés par l’Opep+, Il en va de même pour l’Iran et le Venezuela qui ont augmenté leur production en prévision de potentielles futures restrictions. Hors Opep+, de nombreux pays produisent également à des niveaux records avec les États-Unis en tête.

Malgré le développement massif des énergies renouvelables à travers le monde, le constat est sans appel : le pétrole reste le facteur décisif d’une économie mondiale tourmentée, et la source de tensions grandissantes entre les puissances économiques actuelles. Les États-Unis, moteurs de cette situation, viennent de menacer d’une hausse de 25 % des droits de douane tout pays qui achèterait du pétrole au Venezuela.

L’article Pourquoi le monde restera obèse de son pétrole en 2025 est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Parfois qualifiées « d’émirats municipaux », les communes accueillant les centrales nucléaires françaises sont généralement très bien loties. Cette situation devrait perdurer avec le programme de relance du nucléaire qui prévoit la construction de 6 EPR2. 

Si le financement définitif des deux EPR2 de Penly n’a pas encore été validé, les travaux préparatoires, eux, ont bel et bien commencé. Sur le site de la centrale, les équipes d’Eiffage Génie Civil s’affairent autour de l’emplacement des deux futurs réacteurs dans le but de préparer la plateforme, et de renforcer la digue existante. Mais il n’y a pas que sur le site de la centrale que les projets de travaux s’accumulent.

Les chiffres sont impressionnants : on prévoit près de 9 000 places de parking supplémentaires, 6 000 nouveaux logements, et un nouvel hôpital de 45 millions d’euros, qu’EDF a aidé à financer. L’impact du chantier des 2 EPR2 va jusqu’à Dieppe, où le service des urgences devrait être agrandi, et la gare modernisée. Au Tréport, la municipalité a même racheté un camping à la ferme pour accueillir des ouvriers du chantier, et ainsi éviter l’engorgement des campings municipaux.

Des communes abreuvées d’emplois

Ce branle-bas de combat général est loin d’être anecdotique pour Petit-Caux, la nouvelle commune qui englobe 18 communes réparties autour de la centrale. Au plus fort de l’activité, ce sont près de 8 000 salariés qui sont attendus sur le chantier, soit presque autant que toute la population de la commune. Dans bien des cas, les salariés devraient d’ailleurs venir avec leur famille, augmentant d’autant plus les besoins des collectivités locales.

Même pendant la phase d’exploitation, à partir de 2038 si tout va bien, ce sont plus de 3 000 personnes qui devraient continuer de travailler sur le site. De ce fait, les capacités de toutes les infrastructures publiques vont devoir être revues à la hausse : écoles, lycées, équipements sportifs, etc.

Centres aquatiques, festivals et coquetteries

Heureusement, les communes qui accueillent des centrales nucléaires bénéficient historiquement d’une situation économique (très) favorable. Dès le début du programme nucléaire, dans les années 1960, EDF a privilégié l’installation des centrales dans de petites communes rurales, à quelques exceptions près. Comme l’explique ce dossier, réalisé par Géoconfluences, en décembre 2017, ces petites communes ont pu profiter de taxes foncières sur bâti et non bâti dont le montant repose sur la valeur des biens présents dans les centrales.

Comprenez qu’EDF verse des taxes très élevées à des communes comptant peu d’administrés. Ces retombées fiscales ont permis à ces communes de réaliser des travaux d’embellissement, et bien plus encore. Le village de Belleville-sur-Loire, par exemple, qui accueille la Centrale de Belleville, a procédé à l’enfouissement de l’ensemble des réseaux électriques et téléphoniques de la commune. Du fait de ces budgets municipaux très élevés, les communes en question ont pu multiplier les investissements dans des infrastructures de loisir particulièrement inhabituelles compte tenu de leur nombre d’habitants.

Par exemple, les villages d’Avoine (1 900 habitants), Golfech (1 000 habitants) ou Dampierre-en-Burly (1 400 habitants) possèdent tous les trois des piscines, voire même des centres aquatiques ! Certaines de ces communes ont même organisé des festivals à portée internationale, à l’image de Belleville-sur-Loire avec Val en Jazz ou Avoine avec Avoine Zone Groove.

Une pluie d’avantages pour les habitants

Pour les habitants, les avantages ne s’arrêtent pas là. Avant qu’elle soit supprimée, la taxe d’habitation était également très avantageuse dans les communes concernées. À Avoine, en 2016, elle était affichée à seulement 0,10 % contre 12 % de moyenne pour les autres communes similaires du département. Enfin, d’autres services ont pu être déployés comme à Chooz. Dans le petit village de 800 habitants, chaque foyer est gratuitement équipé de la fibre optique, et d’un décodeur donnant accès au bouquet de chaînes de Canalsat.

Du fait de cette situation financière exceptionnelle, on comprendra donc pourquoi les habitants des communes accueillant des centrales nucléaires sont généralement favorable à la présence de la centrale. Le débat autour de la potentielle fermeture de Fessenheim, en 2012, en est l’exemple parfait. Les communes ayant affiché un soutien au maintien de la centrale étaient toutes situées à proximité directe du site, tandis que le reste du département appelaient globalement à la fermeture du site.

L’article En accueillant une centrale nucléaire, ces villages français sont devenus de petits Dubaï est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Parmi les systèmes de stockage, celui par air comprimé est intrinsèquement intéressant. Jusqu’ici, il coûtait toutefois encore trop cher de le mettre en œuvre. Mais des chercheurs ont peut-être trouvé une solution.

Tout le monde le sait désormais. Si nous voulons réussir à faire la part belle aux énergies renouvelables intermittentes, il nous faudra nous équiper de systèmes de stockage de l’électricité. Des batteries, bien sûr. Mais aussi d’autres technologies. Comme celle que les experts connaissent sous le nom de CAES. CAES, c’est l’acronyme de compressed-air energy storage. Comprenez, stockage d’énergie par air comprimé. L’idée est intéressante : utiliser de l’électricité verte quand elle est disponible en quantité pour comprimer de l’air et le stocker sous terre. Lorsque l’électricité renouvelable se fait rare, la décompression de cet air permet de compléter la production pour répondre à la demande. Toutefois, tout cela coûte aujourd’hui encore un peu cher pour séduire les industriels.

Un stockage d’énergie par air comprimé assisté par géothermie

Mais des chercheurs de l’université Penn State (États-Unis) viennent de faire une découverte qui pourrait tout changer en la matière. Ils rapportent en effet qu’exploiter les infrastructures existantes d’anciens puits de pétrole et de gaz pour stocker l’air comprimé pourrait aider à réduire les coûts initiaux tout en améliorant l’efficacité des CAES de 9,5 %. De quoi enfin dépasser le seuil de rentabilité de ce type de projet.

Ce que les modélisations et les simulations numériques ont montré, c’est que l’installation de CAES dans des puits de pétrole ou de gaz abandonnés augmente considérablement la température de l’air dans ces systèmes. Or, la pression des gaz augmente naturellement avec la température. Ainsi les quelque 3,9 millions de ces puits recensés, rien qu’aux États-Unis, pourraient-ils stocker davantage d’énergie. Grâce à une sorte de nouveau système de stockage par air comprimé assisté par géothermie.

Des effets collatéraux intéressants

Les chercheurs n’hésitent pas à qualifier leur nouvelle idée d’« excellente solution ». D’autant qu’ils expliquent que la réutilisation de ces anciens puits de pétrole et de gaz à des fins de stockage pourrait aussi aider à atténuer leur impact environnemental. Parce que les puits abandonnés, s’ils sont mal scellés, peuvent laisser échapper du méthane dans l’air. Or le méthane est lui aussi un puissant gaz à effet de serre. Utiliser des puits de pétrole et de gaz pour le stockage de l’énergie par air comprimé, en revanche, contraint à fermer hermétiquement ces puits.

Dernier atout de la méthode, et pas forcément des moindres, le potentiel économique pour les populations qui vivent dans ces régions. Elles pourraient y retrouver des opportunités d’emploi inespérées.

L’article Les vieux puits de pétrole et de gaz pourraient stocker de grandes quantités d’électricité est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Bruxelles a dévoilé, mardi, une liste de 47 projets stratégiques visant à sécuriser l’approvisionnement de l’Union européenne en terres rares et métaux stratégiques. « Soyons clairs : nous sommes dans l’obligation d’ouvrir de nouvelles mines en Europe » martèle Stéphane Séjourné, commissaire européen chargé de la prospérité et de la stratégie industrielle.

Extraction, raffinage, recyclage : l’Union européenne (UE) dévoile 47 projets européens couvrant l’ensemble de la chaîne de valeur des minerais. Le but : permettre à l’UE de réduire sa dépendance aux importations, notamment en provenance de Chine.

Parmi les métaux concernés, le lithium occupe une place centrale, avec 22 projets dédiés. Utilisé dans la fabrication des batteries de véhicules électriques, ce métal est actuellement majoritairement importé. « Le lithium chinois ne peut pas devenir le gaz russe de demain », a averti le commissaire européen chargé de la prospérité et de la stratégie industrielle, Stéphane Séjourné.

L’Europe souhaite couvrir, d’ici 2030, au moins 10 % de ses besoins en extraction, 40 % en transformation et 25 % en recyclage pour 17 matières premières stratégiques, dont le nickel, le cobalt, le manganèse et le graphite. L’UE souhaite aussi éviter qu’un seul pays tiers ne représente plus de 65 % de ses besoins. 13 États membres sont lauréats, dont la France qui devrait accueillir huit projets. Parmi eux, deux sites d’extraction de lithium, à Beauvoir (Allier) pour le groupe Imerys et en Alsace pour Eramet.

« Il n’y a pas de décarbonation possible sans gallium pour construire les panneaux solaires, sans cuivre pour acheminer l’électricité. Pas d’industrie de défense sans les terres rares qui rentrent dans la composition de nos radars, nos sonars, nos systèmes de ciblage – et pour lesquelles nous dépendons à 100 % de la matière raffinée chinoise » explique le commissaire.

Des permis accélérés et un soutien financier pour les mines

Pour ces projets, l’UE promet une simplification administrative. Les délais d’octroi des permis ne dépasseront pas 27 mois pour l’extraction et 15 mois pour le raffinage et le recyclage, contre cinq à dix ans actuellement. Le financement est également sécurisé : deux milliards d’euros seront mobilisés en 2025 via la Banque européenne d’investissement. Ces projets bénéficieront aussi d’un soutien à la mise en relation avec des acheteurs industriels.

L’UE tire les leçons de sa dépendance passée dont la guerre en Ukraine a montré l’intérêt stratégique. « Il y a une dimension d’urgence qu’il n’y avait pas il y a trois ou quatre mois », depuis le retour de Donald Trump, a reconnu Stéphane Séjourné. En complément de ces projets, l’UE prévoit d’annoncer dans les semaines à venir une liste d’initiatives situées hors de son territoire, notamment en Ukraine et au Groenland. Un second appel à projets intra-européen est aussi prévu cette année.

L’article Terres rares et métaux stratégiques : pour gagner en souveraineté, l’Europe dévoile 47 projets est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Le gouvernement a publié, le 27 mars, un arrêté modifiant le dispositif de soutien au petit photovoltaïque sur bâtiment. Applicable dès le 28 mars, il réduit considérablement les aides publiques pour un secteur qui en a désormais moins besoin.

L’arrêté photovoltaïque S21 définissant le soutien public au petit photovoltaïque a été publié le 27 mars par le gouvernement. C’est lui qui segmente les aides suivant la puissance des installations. Pour les centrales solaires inférieures à 9 kilowatts crête (kWc), l’arrêté supprime tout bonnement la possibilité de vendre sa production en totalité (sans autoconsommation). Ceux qui voudraient opter pour l’autoconsommation avec vente du surplus devront composer avec un tarif nettement raboté : de 0,1269 €/kWh le trimestre dernier, il passe à 0,04 €/kWh. Une baisse de plus de 68 % qui rend cette option sans intérêt face à l’autoconsommation totale, sans contrat auprès d’EDF OA.

La prime à l’autoconsommation est également réduite à peau de chagrin, passant de 210 €/kWc à 80 €/kWc pour les centrales jusqu’à 3 kWc et de 160 €/kWc à 80 €/kWc pour les centrales de plus de 3 kWc jusqu’à 9 kWc.

Présentée comme un moyen d’offrir aux particuliers une meilleure résilience face aux fluctuations des prix de l’électricité, la décision de baisser le soutien public a suscité des réactions mitigées. La filière solaire plaidait pour que ces baisses n’interviennent qu’après l’instauration d’une TVA réduite à 5,5 % en octobre 2025.

Tableau des tarifs d’achat de l’électricité solaire au deuxième trimestre 2025 / CRE.

Les centrales de plus grande puissance bénéficient d’un sursis

Les installations solaires d’une puissance supérieure ou égale à 9 kWc et inférieure ou égale à 36 kWc bénéficient de tarifs inchangés pour l’instant, en vente totale (0,1295 €/kWh) comme en autoconsommation avec vente du surplus (0,0761 €/kWh). Pour les centrales de 100 à 500 kWc, le tarif d’achat baisse légèrement à 0,95 €/kWh jusqu’à fin juin 2025, avant d’être soumis à un mécanisme de dégressivité.

Par ailleurs, un système d’appel d’offres simplifié sera mis en place à partir du second semestre 2025, afin de mieux contrôler le volume des projets et d’en garantir la maturité. Un dispositif de caution bancaire de 10 000 euros sera également instauré pour s’assurer du sérieux des porteurs de projet. Pour les collectivités, une délibération municipale remplacera cette caution.

Malgré les consultations menées avec les acteurs du secteur, notamment via la Commission de Régulation de l’Énergie (CRE) et le Conseil Supérieur de l’Énergie (CSE), cet arrêté inquiète toujours les professionnels.

Un frein pour le développement de l’énergie solaire ?

Enerplan et le Syndicat des énergies renouvelables (SER) redoutent un frein au développement des installations sur toitures et ombrière. En particulier, la dégressivité des tarifs, effective dès la publication du texte pour les installations de 9 à 100 kWc, est perçue comme un risque pour la rentabilité des projets.

Le ministre de l’Énergie, Marc Ferracci, défend cette trajectoire. « Cet arrêté illustre la méthode à laquelle je tiens : garder le cap de la trajectoire pluriannuelle de l’énergie, veiller à l’impact sur les finances publiques, échanger avec les filières et sécuriser, à l’issue de cette concertation, le développement du photovoltaïque indispensable à la sécurisation de notre énergie et à notre souveraineté », a-t-il déclaré.

Avec l’arrêté, l’exécutif met en avant d’autres dispositifs de soutien, comme les récents appels d’offres pour le photovoltaïque au sol et sur bâtiment, qui ont déjà désigné plusieurs centaines de mégawatts crête de capacité.

L’article Panneaux solaires : voici l’énorme baisse des tarifs de rachat de l’électricité par EDF est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

C’est avec une certaine fierté que l’Inde vient d’annoncer avoir franchi la barre symbolique du milliard de tonne de charbon produit en une année. Cette annonce remet en perspective l’état de la transition énergétique à l’échelle mondiale. 

C’est par le biais d’un post sur le réseau social X (ex-Twitter) que le ministère indien du charbon a annoncé avoir franchi le cap des 1 milliard de tonne de charbon produit en une année. En passant ce cap, l’Inde conforte sa position de deuxième producteur mondial de charbon avec un part de 9,3 %. D’un point de vue européen, l’annonce a de quoi surprendre.

Si le gaz et le pétrole sont encore massivement utilisés, le charbon, lui, est clairement sur la pente descendante en raison de ses effets environnementaux et sanitaires. En France, il ne reste plus que deux centrales à charbon encore utilisées, et le Royaume-Uni s’apprête à fermer son unique centrale utilisant ce type d’énergie. Même l’Allemagne, dont la production d’énergie repose encore massivement sur le charbon et le lignite (21,3 % du mix électrique), ne cesse de fermer des centrales.

𝐇𝐢𝐬𝐭𝐨𝐫𝐢𝐜 𝐌𝐢𝐥𝐞𝐬𝐭𝐨𝐧𝐞! 🇮🇳

India has crossed a monumental 1 BILLION TONNES of coal production!

With cutting-edge technologies and efficient methods, we’ve not only increased production but also ensured sustainable and responsible mining. This achievement will fuel… pic.twitter.com/KRGOBQ1SA7

— G Kishan Reddy (@kishanreddybjp) March 21, 2025

1,5 milliard de tonnes de charbon d’ici 2030

L’Inde et la Chine sont donc dans une toute autre dynamique que l’Europe en matière de charbon. En 2023, l’Inde a consommé plus de charbon que toute l’Europe et les Amériques réunies, du fait d’un mix électrique reposant à 72 % sur cette énergie. D’ailleurs, poussée par les deux pays, la consommation mondiale de charbon a augmenté de 10 % sur les 10 dernières années.

Le recours massif au charbon de l’Inde s’explique en partie par sa très grande densité de population. S’il se place au troisième rang mondial en termes de consommation d’électricité, sa consommation par habitant ne représente que 20 % de celle de la France. Mais le pays doit fournir de l’électricité à plus d’1,4 milliard de personnes, soit le double de la population européenne. Dans ce contexte, le charbon, dont le pays possède de grandes quantités, constitue un moyen rapide et efficace de produire de l’électricité, tout en assurant une forme de souveraineté énergétique. Le pays compte continuer d’exploiter massivement ses réserves, estimées à 122 milliards de tonnes, et atteindre une cadence de 1,5 milliard de tonnes produit par an d’ici 2030.

L’Inde investit également dans les énergies bas-carbone

En parallèle, le pays mise aussi sur l’avenir avec les énergies renouvelables, en mettant en œuvre parmi les plus grandes centrales photovoltaïques et éoliennes du monde. Enfin, le pays compte également accélérer sur le nucléaire et vise les 100 GW installés d’ici 2047. Ces objectifs restent insuffisants pour compenser les plus de 237 GW de centrales à charbon en activité dans le pays.

L’article 1 milliard de tonne de charbon produit : pourquoi l’Inde en est si fière ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

EDF est prié de revoir sa copie, concernant le destin de la centrale de Cordemais. Quelques mois après l’annonce de la fin d’un projet de conversion à la biomasse, le Sénat demande que l’activité de production ou de stockage d’électricité soit maintenu après la fermeture de la centrale. 

Que va devenir la centrale électrique de Cordemais ? Une chose est sûre : à partir de 2027, elle ne produira plus d’électricité à partir de charbon. Mais au-delà, rien n’est encore décidé. Il y a bien eu le projet Ecocombust 2, qui devait permettre la reconversion de l’une des deux dernières centrales à charbon du pays à la biomasse. Mais en fin d’année 2024, EDF a finalement décidé d’abandonner le projet, par crainte d’un manque de rentabilité.

L’électricien français a bien une idée en tête, et souhaite transformer le site en usine de production de tuyaux pour les EPR2. Le site pourrait entrer en service à partir de 2029, et serait géré par Framatome. Mais il y a un hic : cette usine de production ne permettrait d’assurer qu’une centaine d’emplois dans un premier temps, et 200 emplois à terme. On est donc loin des 328 salariés d’EDF qui travaillent actuellement sur le site.

Fabrication de tuyaux ou production d’électricité ?

Dans cette situation, les sénateurs de Loire-Atlantique viennent de faire voter un projet d’amendement auprès de la commission des affaires économiques du Sénat. Cet amendement, qui vient d’être adopté, contraint EDF à proposer un plan de conversion de la centrale, soit pour assurer une production d’électricité à partir d’énergies renouvelables, soit pour stocker de l’électricité. Selon la sénatrice Karine Daniel, le site a une grande importance dans le mix énergétique français, et doit conserver son rôle dans l’équilibre du réseau électrique. Pilotable, la centrale a, en effet, l’avantage de permettre à EDF d’ajuster efficacement sa production d’électricité en fonction de la demande.

Il semble donc qu’EDF soit contraint de revoir – ou compléter – ses plans pour remettre la production d’électricité au cœur du projet Cordemais. Compte tenu de ses infrastructures électriques, le site pourrait être converti en batterie stationnaire, ou pourrait même accueillir un SMR, comme évoqué fin 2023 par Christelle Morançais, présidente de la région Pays de Loire.

L’article Sans charbon ni biomasse, la centrale EDF de Cordemais peine à se trouver un avenir énergétique est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

En 2024, le marché européen de l’électricité a connu des prix plus bas qu’en 2023, atteignant en moyenne 81 euros par mégawattheure (€/MWh), selon le rapport de l’Agence de coopération des régulateurs de l’énergie (ACER).

La baisse des prix de l’électricité par rapport aux sommets de la crise énergétique de 2022 est certaine, constate le régulateur européen : ils sont passés de 227 à 81 €/MWh. Mais cette tendance cache leur volatilité, alimentée par l’intermittence des énergies renouvelables et l’influence persistante du gaz sur la formation des prix. L’augmentation de la production d’énergies renouvelables, combinée au retour en puissance du parc nucléaire français, a permis de réduire la dépendance aux combustibles fossiles.

En 2024, les énergies renouvelables ont représenté 34 % de la production d’électricité en Europe. Elles ont permis de faire chuter les prix, en particulier au printemps et en été avec les pleines capacités de production solaire et éolienne. En revanche, l’abondance d’électricité intermittente a aussi eu pour effet d’augmenter le nombre d’épisodes de prix négatifs. Ces derniers, où les producteurs doivent payer pour injecter leur électricité sur le réseau, ont augmenté de 50 % par rapport à 2023. Il illustre la difficile adéquation entre l’offre et la demande avec les renouvelables, faute de flexibilité suffisante sur le réseau.

Une volatilité exacerbée par le gaz et l’absence de stockage

Malgré la baisse des prix moyens, l’ACER souligne que le gaz joue toujours un rôle important dans l’équilibre du marché de l’électricité. En effet, les centrales à gaz restent indispensables lors des périodes de forte demande où de faible production renouvelable, maintenant une corrélation entre les prix du gaz et ceux de l’électricité.

En 2024, les prix du gaz sont descendus à 34 €/MWh en moyenne, mais les tensions sur l’approvisionnement et les fluctuations du marché international ont entraîné des hausses ponctuelles répercutées sur l’électricité. L’absence actuelle de flexibilité du système énergétique reste encore un point faible. Le stockage d’électricité, via les batteries ou le pompage-turbinage, est encore trop limité pour absorber les surplus renouvelables et pallier les creux de production.

Développer les interconnexions

Aussi, le développement des interconnexions entre pays européens, qui permet une meilleure répartition de l’électricité disponible entre les besoins des pays, « doit encore progresser » selon l’ACER. L’ACER pointe un autre problème : la forte variabilité des prix de l’électricité au sein d’une même journée. En 2024, les fluctuations dépassant 50 €/MWh entre le prix le plus bas et le plus haut ont été observées lors de 70 % des journées de l’année. Cette instabilité complique la prévisibilité des coûts pour les consommateurs et les industriels.

L’agence européenne appelle donc à accélérer le développement des solutions de flexibilité. Sans ces mesures, l’Europe pourrait se retrouver dans une situation où l’électricité est abondante et bon marché à certains moments, mais hors de prix lors des pics de consommation.

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Si une forte hausse de la consommation électrique mondiale est attendue dans les années à venir, c’est en grande partie en raison de l’essor des centres de données. Véritables gouffres énergétiques, ces infrastructures abritent des serveurs informatiques et leur système de refroidissement. De nombreux projets énergétiques sont ainsi à l’étude ou en développement pour soutenir leur montée en puissance. Au Texas, par exemple, des microréacteurs nucléaires seront construits pour alimenter ces centres en électricité.

Le Texas est confronté à une pression croissante pour augmenter son approvisionnement en électricité. Actuellement, près de 9 % de la demande énergétique dans le territoire provient des centres de données, une part qui devrait fortement augmenter avec les nouvelles installations à venir. Pour répondre à cette demande tout en renforçant sa souveraineté énergétique, l’État s’ouvre ainsi à de nouvelles solutions. Profitant de ce marché, la start-up américaine Last Energy prévoit d’y déployer sa technologie : un microréacteur nucléaire. La société ambitionne d’en construire une trentaine afin d’alimenter les futurs centres de données qui seront implantés au Texas.

600 MW de nucléaire pour alimenter les centres de données texans

Last Energy a déjà acquis un site de 80 hectares dans le comté d’Haskell, dans le nord-ouest du Texas, où elle prévoit de construire 30 microréacteurs, selon un communiqué. Sa technologie s’agit d’un réacteur à eau pressurisée (REP) à boucle unique de 20 MW, utilisant des combustibles REP standards. À terme, ces systèmes fourniront au total 600 MW, de l’électricité qui sera acheminée via une combinaison de câbles privés et de transmission au réseau. Pour donner un ordre d’idée, une telle puissance permettrait de couvrir la consommation de 600 000 foyers, selon l’entreprise. Cependant, ce chiffre reste bien en deçà des besoins futurs du Texas. Aujourd’hui, les centres de données en activité nécessitent environ 8 GW, une demande qui devrait exploser dans les années à venir, car rien que dans la région de Dallas-Fort Worth, ces infrastructures exigeront 43 GW supplémentaires dans le futur.

Des dizaines déjà livrés en Europe

L’entreprise affirme avoir déjà obtenu plus de 80 commandes en Europe, dont la moitié était destinée aux centres de données. En effet, jusqu’à présent, la société Last Energy s’était principalement concentrée sur le marché européen en raison de la rigidité des règlementations américaines en matière de nucléaire. D’ailleurs, dans l’objectif de déployer rapidement sa technologie dans le pays, la société a engagé un procès contre la Commission de règlementation nucléaire américaine (NRC), arguant que certains modèles de réacteurs ne nécessiteraient pas l’approbation de la Commission.

Concernant son projet, Last Energy a déjà déposé sa demande de raccordement auprès du gestionnaire texan ERCOT et prépare actuellement sa demande de permis de site anticipé auprès du NRC.

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Vous voulez augmenter l’autonomie de votre ordinateur portable, et profiter un peu plus de votre jardin pour travailler ? Vous êtes au bon endroit. Voici notre top 3 des meilleures batteries externes pour ordinateur portable du marché.

Depuis la crise du Covid, le télétravail a pris une importance fondamentale dans nos vies, permettant à chacun de travailler d’où il veut plusieurs jours par semaine. Ce privilège a néanmoins une condition : avoir une prise de courant pour alimenter son ordinateur portable. Ainsi, pour ne plus avoir de limite et se permettre de travailler dans le jardin, à la terrasse d’un café ou même dans un refuge de montagne, une seule solution : la batterie externe.

Pour cette raison, nous avons décidé d’étudier les batteries externes disponibles sur le marché, afin de vous concocter un top 3 des meilleurs modèles du moment. Les batteries externes font partie de ces produits dont il existe une infinité de déclinaisons lorsque l’on fouille à travers le web. Pourtant, à y regarder de plus près, le nombre de modèles réellement intéressants fond comme neige au soleil lorsque les critères se multiplient. Heureusement, nous sommes tombés sur quelques pépites qui devraient parfaitement répondre à vos attentes et vos besoins. Les voici.

1 – Anker 737 : la meilleure batterie externe pour ordinateur portable

Fondée en 2011, l’entreprise chinoise Anker a su s’imposer comme l’une des références des solutions de recharge pour appareils mobiles, et dans des accessoires dédiés. Avec la Anker 737, le fabricant ne faillit pas à sa réputation, et propose, à nos yeux, la meilleure batterie externe du marché. Avec une capacité de stockage de 24 000 mAh et une puissance totale de 140 W, elle pourra sans aucun problème recharger plusieurs équipements en même temps. Anker indique que les 24 000 mAh permettent de recharger 1,3x un MacBook Air 13″ de chez Apple.

Côté design, on apprécie le style épuré et l’écran couleur qui permet d’avoir des indications sur l’état de charge de la batterie. En revanche, l’ensemble est assez volumineux.

2 – Iniu 25 000 mAh : nomade sans se ruiner

Si les ordinateurs portables récents peuvent souvent être rechargés grâce à une prise USB, ce n’est pas le cas de tous les modèles. Pour ces cas de figure, on a trouvé la solution : la batterie externe du fabricant Omars. Si cette batterie arbore un design nettement plus « rustique » que le modèle de chez Anker, elle affiche la même capacité de stockage, ainsi qu’un atout de taille : une prise 220 V !

Avec une puissance de seulement 90 W, cette prise ne pourra pas alimenter énormément d’appareils, mais se montrera parfaite pour un ordinateur portable. En revanche, on regrette qu’il n’y ait qu’un seul port USB-C. De plus, sa puissance est limitée à 18 W.

3 – Krisdonia 50 000 mAh : méga capacité de stockage

Avec la Krisdonia 50 000, on change tout simplement de catégorie. Le fabricant a réussi à caser 50 000 mAh de stockage dans un boîtier de 19 cm par 15 cm, le tout pour un poids de 1,2 kg. Au-delà de l’encombrement réduit, cette batterie externe se distingue par sa multitude de ports disponibles, et en particulier son DC-Out qui permet, grâce aux nombreux adapteurs fournis, de recharger une large gamme d’ordinateurs portables dont la puissance peut atteindre jusqu’à 19,5 W.

À l’instar de la Anker 737, la Krisdonia possède également un écran, mais nettement plus sommaire. Comme pour la Omars, on regrette cependant qu’il n’y ait qu’un seul port USB-C, à l’heure où celui-ci devient la norme.

Tout savoir sur les batteries externes pour ordinateurs portables

Comment choisir la batterie adaptée à mes besoins ?

Contrairement aux Power Bank pour smartphones, le choix d’une batterie externe pour un ordinateur portable n’est pas une formalité. En effet, la puissance et la tension de recharge des ordinateurs portables n’est pas standardisée, en particulier pour les modèles plus anciens. En conséquence, il convient de vous assurer de la tension, et de la puissance de votre modèle avant de faire votre choix définitif. Heureusement, la tendance est désormais à l’uniformisation, et de nombreux modèles peuvent désormais être rechargés via un chargeur USB-C. C’est notamment le cas des MacBook.

Côté capacité de stockage, là encore, le marché des ordinateurs portables est très vaste. Si votre batterie est amovible, vous pourrez sans doute trouver des informations sur ses caractéristiques techniques. Cela vous permettra de mieux définir la taille de votre future batterie externe.

Quelle capacité faut-il pour une batterie externe compatible ordinateur portable ?

Pour un ordinateur portable, il est recommandé d’opter pour une batterie externe d’au moins 20 000 mAh, voire 25 000 mAh si l’on souhaite travailler plusieurs heures sans recharge. La capacité doit être choisie en fonction de la consommation de l’appareil, exprimée en Wh (wattheures). Pour la convertir depuis les mAh, il faut la multiplier par la tension de sortie de la batterie (20 000 mAh x 5 V = 100 Wh, par exemple). En général, plus la capacité est élevée, plus l’autonomie sera importante, mais cela implique également un poids plus important. Une batterie de 50 000 mAh ou plus permet souvent de recharger un ordinateur plusieurs fois, mais peut être trop encombrante pour des déplacements fréquents.

Quelle puissance de charge est nécessaire pour un PC portable ?

La puissance nécessaire dépend du modèle de l’ordinateur. Les ultrabooks se contentent parfois de 30 à 65 W, alors que les PC plus puissants ou destinés à des usages graphiques peuvent demander jusqu’à 100 W, voire davantage. Une batterie externe doit pouvoir délivrer une puissance équivalente ou supérieure à celle du chargeur d’origine pour fonctionner correctement. Une puissance insuffisante risque d’empêcher la recharge ou de ralentir fortement le processus. Il est donc important de vérifier ce critère sur la fiche technique de l’ordinateur ou de son chargeur.

Une batterie avec prise secteur est-elle utile ?

Oui, pour les ordinateurs qui ne se rechargent pas via USB-C. Une batterie externe équipée d’une prise secteur (AC) permet d’alimenter un chargeur d’ordinateur classique, ce qui garantit une compatibilité plus large. En revanche, ces batteries sont souvent plus volumineuses, plus chères et moins efficaces, car elles intègrent un convertisseur DC/AC. Elles conviennent bien à une utilisation semi-nomade, mais seront moins pratiques en déplacement

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Après deux ans et demi à la tête d’EDF, Luc Rémont a été brutalement écarté par l’exécutif. Dans une interview accordée au Figaro, le dirigeant revient sur les désaccords profonds qui ont mené à cette décision.

L’annonce du départ de Luc Rémont de la tête d’EDF, officialisée le 21 mars, a sonné comme un coup de tonnerre, fruit d’une différence de vision avec l’État. Le point de rupture ? Une divergence de vision sur la gestion de l’entreprise. « Nous avons fondamentalement une vision différente de ce que doit être EDF et de la manière dont cette entreprise doit être dirigée », confie-t-il dans une interview confidences au Figaro.

Alors que le gouvernement pousse pour un contrôle plus strict des prix de l’électricité, M. Rémont défendait une approche plus industrielle et compétitive. « EDF doit être performante et compétitive. Une part importante de l’État considère qu’elle doit fonctionner comme une régie. Je ne crois pas que ce soit la voie de la performance », regrette-t-il.

En froid avec certains industriels

« Tant que l’entreprise était, comme je l’ai trouvée à mon arrivée, en situation d’urgence, cette différence d’appréciation n’était pas une priorité pour l’État. Dès lors qu’EDF s’est redressée – en deux ans, la production a progressé de 30 %, la situation économique s’est améliorée, la dette est stabilisée -, les enjeux d’avenir se sont posés et ont révélé des tensions. Je les pensais solubles », s’est-il trompé.

Accusé par le PDG de Saint-Gobain d’avoir « fait un bras d’honneur à l’industrie française » en mettant des volumes d’électricité aux enchères, Luc Rémont réfute vigoureusement. « EDF n’a pas de leçon de patriotisme industriel à recevoir, en particulier de la part d’une entreprise qui vit depuis des décennies de politiques publiques à la rénovation et à l’efficacité énergétiques », visant directement Saint-Gobain.

Il rappelle que l’entreprise a œuvré pour garantir un prix stable et compétitif. « EDF est là pour rendre service aux Français dans des conditions d’équité. Nous avons pris des engagements très forts fin 2023 pour sortir du schéma de l’Arenh, qui tuait EDF, et mettre en place des contrats de long terme. Des milliers d’entreprises y ont adhéré », assure-t-il.

Un programme nucléaire sous-financé ?

Autre point de crispation : le financement du nouveau programme nucléaire français, notamment la construction des six réacteurs EPR2. « L’État français en fait significativement moins. J’ai demandé des choses simples : un prêt d’État non bonifié, pour limiter le volume des émissions obligataires d’EDF. J’ai aussi souhaité un « pacte de confiance » sur les prélèvements de l’État sur EDF, et que l’on prévoie une compensation en cas d’impact important de mesures sur EDF. Je n’ai pas été entendu. »

Dans un dernier réquisitoire, l’ancien PDG livre sa vision du mix énergétique : « nous devons sécuriser la production pilotable, notamment nucléaire et hydraulique, et ajuster le développement des énergies intermittentes ». « Je pars comme je suis arrivé, sans rien demander », pensant au challenge qu’a représenté la mission de redresser les comptes d’EDF. Son successeur pressenti, Bernard Fontana, actuel directeur de Framatome et d’Arabelle Solutions, devra désormais composer avec les mêmes défis et la pression d’un État désireux de reprendre la main sur l’énergéticien public.

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Une société norvégienne a conçu un nouvel outil qui s’accroche aux lignes électriques et permet de mieux piloter le réseau. L’installation se fait facilement au moyen d’un drone et l’appareil est opérationnel immédiatement. 50 gestionnaires de réseaux dans le monde seraient déjà équipés.

Avec l’électrification massive des usages, un réseau électrique vieillissant et un climat qui devrait atteindre +4 °C d’ici 2100, la France doit moderniser son réseau électrique. Le gestionnaire de réseau RTE s’y prépare avec son schéma de développement du réseau (SDDR) à l’horizon 2040. Des avancées technologiques pourraient l’aider dans sa tâche.

Optimiser le transport d’électricité

Créée en 2016, l’entreprise norvégienne Heimdall Power propose des solutions pour surveiller et piloter les réseaux électriques. La société a conçu un nouvel équipement appelé Neuron. Accroché aux lignes à haute tension, il a pour fonction d’optimiser les réseaux électriques. Composé de multiples capteurs, le Neuron norvégien se présente sous la forme d’une sphère qui ressemble à une boule de bowling. Rien à voir avec les boules rouges et blanches que l’on peut observer sur certaines lignes, destinées à signaler la présence des câbles aux aéronefs. Il s’agit d’un équipement capable de connaître avec précision la capacité réelle des lignes, afin de mieux prévoir la quantité d’électricité à y faire circuler. Selon l’entreprise, les gestionnaires de réseaux pourraient ainsi augmenter jusqu’à 40 % la capacité des lignes haute tension.

Grâce à de nombreuses données fournies en direct (température, inclinaison, courant, angle de phase et facteur de puissance du conducteur), les gestionnaires de réseaux n’ont plus à se fonder uniquement sur des estimations liées aux conditions météorologiques pour calculer le niveau d’électricité à prévoir sur le réseau. Avec le capteur Neuron, il est possible de déterminer précisément la capacité d’une ligne, et donc d’exploiter au mieux cette capacité. La sphère Neuron donne également des indications sur l’environnement de la ligne : température ambiante, humidité et luminosité.

Des lignes déjà équipées en France

L’objectif est de pouvoir distribuer davantage d’électricité, en tirant parti au mieux du réseau existant, et donc en limitant la construction de nouvelles lignes. Côté installation, tout se fait par drone, réduisant ainsi les interactions immédiates entre les techniciens et les lignes électriques. Selon Heimdall Power, 50 gestionnaires de réseaux dans le monde auraient déjà équipé leurs lignes haute tension, dont RTE en France, d’après la carte interactive publiée sur le site internet de l’entreprise. Toutefois, à notre connaissance, RTE n’a pas communiqué sur le sujet. Ce genre d’avancée technologique est une aubaine pour les gestionnaires de réseaux qui vont pouvoir améliorer le pilotage du réseau électrique. Rappelons qu’en France, RTE prévoit de renouveler 23 500 km de lignes et 85 000 pylônes d’ici 2040.

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Utiliser les déchets nucléaires pour en faire des batteries. Telle est l’idée initiale de chercheurs américains, qui ont réussi à créer une batterie grâce à du césium-137 ou du cobalt-60. Si la commercialisation de ce type de produit est encore lointaine, son potentiel, est très intéressant. 

Des chercheurs américains viennent de mettre au point une batterie capable de transformer le rayonnement des déchets nucléaires en électricité. Selon l’étude publiée sur le sujet, son principe de fonctionnement repose sur l’exposition de cristaux scintillateurs à une source de rayons gamma. Du fait de cette exposition, les cristaux scintillateurs émettent de la lumière. Celle-ci est ensuite captée par des cellules photovoltaïques à proximité, qui produisent alors de l’électricité.

Pour l’heure, les scientifiques de l’université de l’Ohio ont exposé leur prototype de batterie à deux sources radioactives : des isotopes de césium-137 et de cobalt-60. La batterie a réussi à générer 288 nanowatts (0,0000007 W) dans le premier cas, et 1,5 microwatt (0,0000015 W) dans le deuxième cas.

Les cristaux scintillateurs, des matériaux de plus en plus utilisés

Au cœur de cette batterie gammavoltaïque, on retrouve des cristaux scintillateurs. Ces matériaux ont la particularité d’émettre de la lumière visible ou ultraviolette lorsqu’ils sont soumis à des rayons ionisants. Ils sont couramment utilisés dans de nombreuses applications, en particulier en imagerie médicale. Ils sont au cœur du fonctionnement des PET scans, et jouent un rôle clé dans le fonctionnement des scanners modernes. Ces mêmes cristaux scintillateurs sont, par exemple, utilisés dans les aéroports, pour le contrôle des bagages.

Dans le cas de l’étude de l’université de l’Ohio, le cristal utilisé est un grenat de gadolinium, d’aluminium et de gallium. Ce cristal a l’avantage d’émettre une forte luminosité tout en étant particulièrement robuste.

Répondre à des besoins spécifiques

Si les puissances obtenues sont extrêmement faibles, les résultats restent prometteurs. Les chercheurs doivent désormais continuer leurs recherches pour augmenter la puissance de la batterie grâce à l’utilisation de cristaux plus larges. En parallèle, un travail devra être réalisé pour que cette solution technologique soit économiquement viable. On ne risque pas de retrouver ce type de batterie de si tôt dans nos appareils du quotidien. En revanche, elles permettraient de répondre à des besoins spécifiques dans des environnements difficiles. Ces batteries pourraient ainsi alimenter des appareils de faible puissance, pour de longues durées, et sans aucun besoin de maintenance, dans le domaine de l’aérospatiale, ou dans l’exploration des fonds marins par exemple.

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La transition énergétique a pour avantage, entre autres, de moins dépendre d’importations d’hydrocarbures. Mais cet avantage n’en est un que s’il est possible de ne pas dépendre non plus des importations de systèmes de production d’énergie, comme les panneaux photovoltaïques, les batteries, ou encore les différents composants nécessaires à l’industrie nucléaire. Mais pour produire sur son sol ces systèmes, encore faut-il disposer des minéraux nécessaires. Or l’inventaire des ressources minières en France est obsolète, dans son périmètre, et dans ses données disponibles. Heureusement, un nouveau projet a été lancé pour résoudre ce problème.

« On va accélérer sur la partie industrielle […]. D’abord, un grand inventaire de ressources minières qui sont nécessaires à la transition écologique, parce qu’on doit disposer d’une carte précise des ressources en matière de lithium, de cobalt qui se trouvent sur notre territoire pour sécuriser cette souveraineté de nos matières premières. C’est là où la rareté est en quelque sorte jumelle de la décarbonation ». Ainsi s’exprimait Emmanuel Macron à la sortie du Conseil de planification écologique, le 25 septembre 2023.

Le signal était donc lancé ! La France allait chercher sur son territoire les minéraux nécessaires à la transition énergétique. Il était temps, pourrait-on penser, dès lors que l’on songe au fait que la Chine dispose d’une position dominante, depuis au moins une décennie, sur de nombreux minéraux, à l’état brut et/ou raffiné : terres rares, lithium, cobalt, nickel, graphite, gallium, …

L’inventaire existant doit être actualisé

Le besoin d’un nouvel inventaire est d’autant plus pressant que l’inventaire actuel était obsolète, selon le Bureau de recherches géologiques et minières (BRGM) lui-même. Réalisé entre 1970 et 1995, il n’est plus à la hauteur des enjeux d’aujourd’hui pour un certain nombre de raisons. La première d’entre elles est la liste des minéraux étudiés : elle comprenait auparavant 22 substances prioritaires, alors que ce sont aujourd’hui par moins de 55 substances qui sont considérées comme critiques et stratégiques, incluant par exemple le lithium, le tantale, le césium ou le germanium.

D’autres raisons ont conduit l’État français à lancer un nouvel inventaire. Tout d’abord, tout le territoire n’a pas fait l’objet d’études approfondies ; plus de 30 % des zones d’intérêt n’ont toujours pas été étudiées. De plus, la profondeur maximale d’investigation était jusqu’à maintenant de 300 m ; en la matière, les techniques ont depuis évoluées, permettent de rechercher des minéraux à des profondeurs plus importantes (1000 m). Les moyens modernes permettent en outre une prospection plus rapide et à plus grande échelle – à l’aide par exemple d’instruments embarqués sur satellite, de nouveaux systèmes d’analyse chimique plus rapides et plus mobiles.

Lancement d’un nouveau projet d’ampleur

Ainsi le BRGM a lancé en ce début d’année un nouveau projet d’inventaire d’ampleur. D’une durée initiale de cinq ans, il est financé par l’Agence nationale de Recherche (ANR) dans le cadre du programme d’investissement France 2030. Ce sont 53 millions d’euros qui seront mobilisés dans cet objectif.

Ce nouvel inventaire va concerner cinq zones prioritaires du territoire national : Vosges, ouest du Massif central, Morvan-Brévenne, Pyrénées Cévennnes et Sillon Nord Guyane. Il va mettre en œuvre les techniques les plus modernes et emploiera entre autres des techniques d’acquisitions depuis le sol et aéroportés (hélicoptère, avion). L’interprétation des données utilisera des moyens de science de données et d’intelligence artificielle, avec pour objectif d’identifier les zones les plus favorables à la présence de gisements profonds. Ces données permettront ensuite de lancer des études d’exploration minière, dans le cadre de permis exclusifs de recherche (PER).

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L’actualité bruisse des développements récents de la fusion nucléaire. Les progrès sont de plus en plus rapides. En ce mois de mars 2025, c’est une société canadienne qui annonce l’achèvement de son prototype, et la première production de plasma, au sein d’un réacteur particulièrement original.

C’est le premier réacteur « steampunk », comme l’a décrit le journaliste Tim de Chant. En effet, le concept de General Fusion est pour le moins original. Pour que la réaction de fusion thermonucléaire puisse se produire, il est nécessaire de porter le plasma à de très hautes conditions de température et de pression. Cette compression est réalisée ici à l’aide de vingt-quatre pistons mus à la vapeur. Ces pistons produisent l’implosion d’un liner de lithium vers le centre de la chambre du réacteur, piégeant le combustible en son centre, et avec pour objectif de porter le plasma à plus de cent millions de degrés celsius, soit 10 kiloélectronvolts (keV).

 

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Le projet vient de se concrétiser

La startup canadienne a développé son concept pendant près de 20 ans, mais aujourd’hui, tout se précipite. Le 3 mars dernier, en effet, la société inaugure officiellement son nouveau prototype, baptisé LM26 – pour Lawson Machine 26. Pour la petite histoire, il s’agit d’un hommage au physicien John D. Lawson, qui a été le premier à évoquer l’éponyme « critère de Lawson » pour caractériser la rentabilité énergétique d’un réacteur de fusion.

Le 11 mars, la société annonce avoir réalisé le premier plasma dans la chambre de son réacteur. La start-up précise en outre former dorénavant ces plasmas sur une base quotidienne. Le prototype a été construit en seize mois, et il vise à démontrer la viabilité du concept. Pour ce faire, il s’efforcera d’atteindre plusieurs objectifs successifs : d’abord atteindre 10 millions de degrés celsius (1 keV), puis 100 millions de degrés (10 keV) et enfin l’atteinte du fameux critère de Lawson.

Une fois atteint, le prototype démontrera l’aptitude de cette étonnante machine à vapeur à produire de l’énergie. De nombreuses étapes à franchir, donc, pour ce réacteur, dans les mois à venir.

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Bien loin de simples giboulées de mars, le nombre de violents épisodes de grêles ont tendance à s’amplifier un peu partout dans le monde. Les installations photovoltaïques en sont les premières victimes, mais des entreprises travaillent à les rendre plus résistants. Pour l’instant, leur remise en service peut prendre de longs mois.

Plus de 6 mois après un violent épisode de grêle, le parc solaire de Decazeville, dans l’Aveyron, ne fonctionne qu’à 30 % de ses capacités. Et pour cause, l’orage en question a endommagé, le 11 juillet 2024, 90 % des 36 200 panneaux photovoltaïques de l’installation. Malheureusement, cette situation est loin d’être unique, en France comme dans le monde. À l’été 2022, le parc flambant neuf de Vitry-en-Charollais a connu le même sort, quelques semaines avant sa mise en service. Il aura fallu près d’un an et demi pour qu’il puisse enfin fonctionner à plein régime.

Ces épisodes de grêle peuvent causer des dégâts considérables sur les installations photovoltaïques et leurs réparations sont loin d’être une formalité. Outre les délais liés à l’assurance, le remplacement des panneaux peut comporter des défis techniques. Il faut en effet pouvoir retrouver les mêmes panneaux que ceux d’origine, ou s’assurer de la compatibilité de nouveaux modèles.

Vers des panneaux de plus en plus résistants

Au-delà du coût financier très élevé associé à la destruction de ces installations, ces incidents ont un fort impact environnemental. En parallèle, du fait du dérèglement climatique, ces épisodes de grêle ne sont pas près de ralentir. À l’inverse, une étude publiée l’année dernière tend à montrer que ces événements avec des grêlons de gros diamètre ont tendance à augmenter.

De nombreuses solutions sont étudiées pour rendre les parcs solaires plus résistants aux aléas climatiques. Certaines de ces solutions consistent, par exemple, à permettre la modification de l’inclinaison des panneaux en cas d’orage, où tout simplement de les « ranger ». Malgré ces solutions, les panneaux devront inévitablement gagner en solidité. C’est ce que certains fabricants ont commencé à faire, comme Longi, avec son modèle Hi-Mo 5, ou DMEGC Solar.

Habituellement, la résistance des panneaux est évaluée avec la simulation de grêlons d’un diamètre de 25mm, d’un poids de 7,53 g, et d’une vitesse de 23 m/s. Pour tester ses panneaux, DMEGC Solar est allé beaucoup plus loin en soumettant son prototype à des grêlons de 65 mm de diamètre, et d’un poids de 130 g, lancé à 37 m/s. Cela représente une énergie cinétique 45 fois supérieure aux grêlons conventionnels. Résultat : le panneau n’a subi aucun dommage apparent, et une perte de puissance minime a été enregistrée, de l’ordre de -0,53 %. Il reste désormais à démocratiser ce niveau de résistance de manière à ce que les futures installations solaires soient en capacité de résister vraiment aux aléas climatiques.

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C’était une rumeur persistante ces derniers jours, c’est désormais officiel : Luc Rémont quitte la présidence d’EDF.

Après un peu plus de deux ans à la tête du groupe EDF, Luc Rémont ne sera plus son PDG. Il a été reçu ce vendredi 21 mars par le ministre de l’Économie, Éric Lombard. L’État, actionnaire unique de l’énergéticien, a tranché en faveur d’un changement de gouvernance avant l’échéance théorique de son mandat, prévue cet été.

Nommé en novembre 2022, Luc Rémont a rapidement été confronté à des relations houleuses avec l’État, notamment sur la question hautement sensible du prix de vente de l’électricité nucléaire​. L’État, désireux de contrôler plus étroitement les tarifs pratiqués par EDF, a vu en Luc Rémont un dirigeant trop indépendant, en désaccord avec certaines orientations gouvernementales.

Ces tensions se sont également traduites par des différends sur la lenteur du programme de construction des six nouveaux réacteurs EPR2​. Face à ces divergences de vision, la situation s’est envenimée au fil des mois, jusqu’à devenir « explosive », selon une source citée par le journal Contexte​. Si officiellement Luc Rémont a été « remercié pour l’excellent travail accompli » et que son mandat n’est « simplement pas renouvelé » a appris Contexte, la rapidité de la décision laisse penser que l’exécutif voulait reprendre la main sans attendre l’Assemblée générale prévue en juin​.

Bernard Fontana pressenti pour prendre les rênes

Pour lui succéder, le choix de l’exécutif s’est porté sur Bernard Fontana, actuel directeur général de Framatome et d’Arabelle Solutions, deux filiales d’EDF​. Ingénieur de formation, il dirige Framatome depuis 2015 et est reconnu pour sa connaissance du secteur nucléaire. La nomination de Bernard Fontana devra toutefois être validée par l’Assemblée nationale et le Sénat, conformément à l’article 13 de la Constitution​.

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La surmortalité d’oiseaux protégés, notamment le faucon crécerellette, serait-elle attribuée aux 31 éoliennes du parc d’Aumelas situées dans l’Hérault ? Le tribunal de Montpellier devra trancher.

France nature environnement (FNE) Occitanie-Méditerranée, constitué partie civile, accuse EDF Renouvelables et ses partenaires de « destruction d’espèces protégées » et réclame des indemnisations à hauteur de 500 euros par oiseau tué ainsi que le versement de 168 000 euros au Plan national d’action pour le faucon crécerellette. L’association estime que 150 à 300 de ces petits rapaces auraient trouvé la mort depuis la mise en service du parc éolien, ralentissant de 22 % la croissance de leur population dans la région.

2 millions d’euros pour effaroucher les oiseaux

Lors de l’audience de décembre, le parquet avait requis des sanctions lourdes : 750 000 euros d’amende, dont 500 000 avec sursis, contre chaque société exploitant les éoliennes incriminées, ainsi que six mois de prison avec sursis et 150 000 euros d’amende (dont 100 000 avec sursis) à l’encontre de l’ancien PDG d’EDF Renouvelables, Bruno Bensasson. Une suspension temporaire de l’activité du parc avait également été demandée.

EDF Renouvelables, qui conteste toute responsabilité, met en avant les mesures d’effarouchement installées pour réduire les collisions. « Depuis 2020, nous avons investi deux millions d’euros pour mettre à niveau ces dispositifs, avec comme résultat qu’il y a eu quatre impacts mortels en 2022 et 2023 et deux en 2024 », plaide un porte-parole du groupe. EDF affirme également que la population de faucons crécerellettes dans la zone connaît une croissance annuelle de 12 % depuis la mise en service du par cet seulement 4 à 5 impacts de faucon crécerellette par an.

Pas le premier jugement

EDF et ses filiales ont, par le passé, déjà été condamnés au civil en 2021 par la cour d’appel de Versailles pour la mort de 28 faucons crécerellettes percutés par les éoliennes d’Aumelas. La justice avait relevé l’inefficacité du système d’effarouchement mis en place en 2014, alors qu’une directive européenne interdit toute destruction d’espèces protégées sans dérogation préfectorale.

L’affaire d’Aumelas n’est pas la seule. La même juridiction de Montpellier doit rendre sous peu une décision concernant le parc éolien de Bernagues, lui aussi situé dans l’Hérault. Dans ce dossier, l’exploitant Énergie renouvelable du Languedoc (ERL), filiale du groupe Valeco, est mis en cause pour la mort d’un aigle royal. Par ailleurs, la cour d’appel de Nîmes a déjà ordonné, le 7 décembre 2023, la démolition de ce parc en raison d’un permis de construire invalide, une décision actuellement contestée devant la Cour de cassation.

Le délibéré prorogé au 7 avril laisse EDF et ses opposants dans l’expectative. Pour FNE, le retard ne fait que prolonger une situation où la biodiversité continue de subir des dommages. De son côté, EDF espère faire valoir son engagement en faveur de l’atténuation des impacts environnementaux, tout en évitant une jurisprudence qui pourrait peser sur le développement de l’éolien en France.

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Vous l’avez remarqué, notre site a changé de peau. Six ans après la création de Révolution Énergétique, nous nous sommes refaits une beauté, mais pas seulement.

Depuis sa création en 2018, Révolution Énergétique s’est peu à peu imposé comme une référence sur la transition énergétique et les énergies bas-carbone. Il fallait le plus beau des écrins à nos reportages, dossiers pédagogiques, tests de produits et actualités. C’est chose faite, avec la refonte complète de notre site, que nous venons de mettre en service. Parmi les principaux changements, une nouvelle interface plus moderne et confortable, qui facilite la lecture et la navigation. Nous avons repensé l’esthétique pour offrir une expérience plus fluide et agréable, que ce soit sur ordinateur ou mobile.

Autre nouveauté : le système de commentaires évolue. Désormais, il est nécessaire de créer un compte pour réagir aux articles et échanger avec la communauté. Cette amélioration vise à garantir des débats de qualité, contrastés, mais toujours respectueux, sans être gêné par d’éventuels trolls et autres spambots. Pas d’inquiétude, les précédents commentaires seront bientôt importés et s’afficheront de nouveau.

Enfin, nous avons apporté d’importantes optimisations techniques, permettant un chargement plus rapide des pages et une consultation plus fluide. Cette nouvelle base technique est le point de départ de futurs projets éditoriaux que vous découvrirez au fil du temps. Une chose n’a pas changé cependant : notre engagement à vous proposer une information indépendante, claire et accessible sur les défis énergétiques qui nous attendent. Bonne lecture !

Si vous avez la moindre question ou constatez un dysfonctionnement, n’hésitez pas à nous le signaler ici. Merci !

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Pour chauffer son logement, il y a le bois, l’électricité, le fioul, le gaz, mais aussi… le soleil. Les panneaux solaires aérothermiques permettent d’élever la température des pièces bien exposées, et donc de réduire la consommation du mode de chauffage principal. Nous avons interrogé l’une des rares clientes de ce genre d’installation, qui a remplacé un radiateur électrique d’appoint par un chauffage solaire en kit.

Au cœur des Hautes-Pyrénées, non loin de Lannemezan, la maison de Jeanine est généreusement baignée de soleil. Malgré une exposition plein sud très avantageuse, l’une des pièces, la cuisine, reste froide en hiver. Ni les radiateurs alimentés par une chaudière au fioul, ni l’insert au bois ne parvenaient à chauffer efficacement cette pièce de 14 m². « La cuisine était une cave, il y faisait autour de 14/15 °C le matin » explique-t-elle.

La retraitée et son mari se résignaient à utiliser un convecteur électrique d’appoint. Une solution insatisfaisante, en raison de son coût élevé à l’utilisation. « Je voulais réchauffer la pièce sans que ça nous coute trop cher, alors j’ai tapé chauffage solaire sur internet » indique Jeanine, qui découvre alors le panneau solaire aérothermique en kit Sunaéro du petit fabricant français Solar Brother. « Je m’étais renseigné sur un autre système, mais il était trop compliqué, celui de Solar Brother est vraiment simple » assure-t-elle. Le couple a acheté le panneau à un prix avantageux, lors de la phase de précommande : 1 190 €, alors qu’il se vend actuellement 1 476 €.

Augmenter la température d’une pièce de 3 à 5 °C

Le principe de fonctionnement du chauffage solaire Sunaéro est assez simple. Les rayons du soleil pénètrent dans un caisson vitré à fond noir et, par effet de serre, réchauffent l’air qui s’y trouve. Après avoir traversé un filtre, cet air chaud est insufflé dans la maison grâce à un ventilateur alimenté par un petit module photovoltaïque adjacent. Selon Solar Brother, l’appareil peut augmenter de 3 à 5 °C la température de la pièce concernée.

La puissance thermique d’un seul panneau plafonne à 500 W et à 32 W pour la partie photovoltaïque réservée au ventilateur, ce qui est assez faible. Cela conviendrait pour réchauffer en appoint une pièce de 20 m² selon la marque. Un kit nettement plus puissant peut toutefois être créé en associant plusieurs panneaux, afin de préchauffer des surfaces plus vastes.

L’installation est relativement simple, puisque l’appareil peut être placé en façade, à hauteur d’homme. Seule l’orientation, la plus au sud possible et sans ombrages, compte. Il suffit de forer un passage de 12,5 cm de diamètre à travers le mur pour la gaine de ventilation et percer les points d’attache du panneau. « Les murs de notre maison sont en pierre de Garonne, ils font 80 cm d’épaisseur » indique Jeanine. « On s’est fait prêter une carotteuse. Mon fils et mon mari ont installé le panneau, c’est sûr qu’il faut être un peu bricoleur pour le faire soi-même ».

Plus de 12 ans pour amortir l’achat

Depuis la pose du chauffage solaire en mars 2024, « la cuisine n’est jamais descendue sous 17 °C le matin, et en journée, il fait 22 °C. On a gagné 3 à 4 degrés » assure l’habitante. « Pour le prix et la problématique qu’on avait, le chauffage solaire était l’idéal » estime-t-elle, tout en admettant n’avoir pas réalisé de devis pour une pompe à chaleur air/air, dont le coût d’installation aurait probablement été similaire. Un choix effectué « un peu par conviction » concède Jeanine, « j’aime bien trouver des solutions avec le solaire, mais c’était aussi la solution économiquement idéale pour cette pièce ».

La retraitée reconnaît qu’ « il n’y a plus de chaleur dès qu’il n’y a plus de soleil », sans s’en plaindre, le climat de sa localité étant plutôt clément. « Si j’avais pu mettre un chauffage solaire pour d’autres pièces de la maison, je l’aurais fait, mais il n’y a pas assez de place sur la façade ». Grâce au Sunaéro, le convecteur électrique d’appoint a tout de même remisé au placard, générant une économie annuelle d’électricité de 120 € selon Jeanine, soit environ 600 kWh selon nos calculs. Au tarif actuel du chauffage solaire Sunaéro (1 476 €), l’économie réalisée correspond à un retour sur investissement de 12,3 ans.

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Les Américains ont longtemps produit les matériaux nécessaires à développer leur arsenal nucléaire sur le site de Hanford. Alors qu’ils continuent à travailler à sa décontamination, un projet de construction de la plus grande ferme solaire du pays vient d’y être lancé.

Le complexe nucléaire de Hanford. Près de 1 500 km² dans l’État de Washington. Il est réputé être le site qui présente la contamination radioactive la plus importante des États-Unis. C’est là qu’a été produit le plutonium qui a servi à fabriquer la bombe qui a tué plus de 50 000 personnes à Nagasaki, en août 1945. Au reste de l’arsenal nucléaire du pays, aussi. Au total, près de 70 tonnes de plutonium sont sorties de là jusque dans les années 1980. Sans qu’il soit toujours pris soin de la manière de le faire. Et de gérer les déchets générés. D’abord, peut-être par ignorance. Puis, sans doute plus par négligence.

Un site contaminé par les déchets nucléaires

Longtemps, le sceau du secret militaire a empêché une décontamination correcte de la zone. Les premiers déchets nucléaires produits sur le complexe de Hanford ont en effet été enterrés dans le désert sans qu’il soit noté où. En 1990, une inspection a révélé plus de 200 km² d’eaux souterraines contaminées. Le résultat, notamment, de fuites radioactives observées sur beaucoup de 177 réservoirs de stockage présents sur le site. Des réservoirs qui contenaient initialement des centaines de millions de litres de boues radioactives !

Des opérations de décontamination ont fini par être mises en œuvre. Mais, même si le niveau a baissé, les autorités estiment toujours que 150 km² d’eaux souterraines restent contaminés. Un accord vient d’être signé pour accélérer les travaux sur les 15 années à venir. Il est toutefois d’ores et déjà en péril. En cause, des licenciements ordonnés par Donald Trump dans le cadre de sa politique de réduction des effectifs fédéraux. Quoi qu’il en soit, l’administration estime que la décontamination du site coûtera entre 300 et 650 milliards de dollars et ne sera pas achevée avant 2070.

Après les déchets nucléaires, une immense centrale solaire

Et c’est dans ce contexte et sur la partie du site désormais considérée comme « suffisamment sûre » que la société Hecate Energy vient de prendre l’initiative de construire ce qui devrait devenir ni plus ni moins que la plus grande ferme solaire des États-Unis. Le projet : installer, sur environ 40 km² — le tout à seulement 32 km de celui qui a été le premier réacteur nucléaire à grande échelle du monde —, quelque 3,45 millions de panneaux photovoltaïques pour une puissance totale de 2 gigawatts (GW) — c’est bien plus que la plus grande ferme solaire actuelle de 802 mégawatts (MW) située dans le Nevada — ainsi que 2 GW de batteries. De quoi alimenter, dès 2030, tous les foyers de Seattle, San Francisco et Denver.

Le projet était soutenu par l’administration Biden. Mais il pourrait bien être interrompu par la politique peu favorable aux énergies renouvelables de Donald Trump. Hecate Energy, de son côté, se veut rassurant, qualifiant l’initiative de solide et rappelant que, quelle que soit l’orientation politique du pays, la région a besoin de plus d’électricité. Au total, le projet doit coûter 4 milliards de dollars.

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Avec le déploiement rapide du photovoltaïque, le réseau de distribution électrique doit accueillir toute cette production décentralisée tout en maintenant la stabilité du réseau. Pour que le développement du réseau coûte moins cher tout en rémunérant le consommateur, une nouvelle offre pourrait voir le jour.

Une étude menée par deux chercheurs de Mines Paris – PSL, soutenue par l’État dans le cadre du Programme d’investissements d’avenir (PIA), désormais intégré à France 2030, et opéré par l’ADEME, s’est intéressée à la flexibilité de la production solaire. Elle a étudié les Offres de raccordement alternatives avec modulation de puissance (ORA-MP). Ces dispositifs permettent aux distributeurs d’électricité de mieux gérer les flux de production tout en limitant les gigantesques investissements dans le renforcement des infrastructures.

Vers une plus grande flexibilité

Traditionnellement, raccorder un producteur photovoltaïque impose d’évaluer si le réseau peut absorber sa puissance maximale à tout moment. Or, cette approche conduit parfois à des investissements disproportionnés pour des pics de production ponctuels. L’ORA-MP propose une alternative : en échange d’un raccordement facilité, les producteurs acceptent une modulation temporaire de leur puissance injectée lorsque le réseau est saturé. Cette approche offre plusieurs avantages aux distributeurs d’électricité. D’une part, elle réduit les besoins en travaux de renforcement, dont le coût oscille entre 60 et 200 euros par mètre (€/m) de câble en milieu rural et atteint parfois 1 000 €/m en zone urbaine (câble souterrain).

D’autre part, elle améliore l’équilibre du réseau en évitant les surtensions locales et les congestions sur les lignes moyenne et basse tension. Et ce, pour mieux intégrer les énergies renouvelables sans dégrader la qualité de fourniture d’électricité.

Un impact mesuré pour les producteurs et les consommateurs

Côté producteurs, l’ORA-MP implique évidemment certaines concessions : 70 % de la puissance maximale est garantie en permanence, mais l’injection peut être temporairement réduite en cas de contrainte réseau. L’énergie non injectée est cependant plafonnée à 5 % de la production annuelle pour éviter un manque à gagner trop important. Pour les consommateurs, l’effet est moins direct. Une gestion plus souple du réseau permet d’accueillir plus d’énergies renouvelables à moindre coût, limite la répercussion des investissements sur les tarifs d’électricité, notamment son transport (taxe TURPE). Aussi, en évitant des congestions, l’ORA-MP contribue à maintenir une tension stable, essentielle pour les appareils électroniques des industriels et des foyers.

Alors que la France ambitionne d’atteindre 100 GW de solaire d’ici 2050, ces offres deviennent intéressantes pour accélérer la transition énergétique. Voilà une offre qui pourrait être ciblée, en tenant compte des contraintes locales du réseau et pouvant possiblement remplacer les tarifs de rachat d’électricité S21 qui, eux, n’en tiennent pas compte.

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Fabriquer une éolienne n’est pas neutre en carbone. Alors les ingénieurs cherchent des solutions pour faire baisser cette empreinte. Une idée : concevoir des tours d’éoliennes en bois. Une start-up suédoise avance à grands pas sur cette voie.

Il y a un an de cela, la start-up suédoise Modvion livrait à Varberg Energi, un fournisseur d’électricité suédois lui aussi, sa toute première tour d’éolienne. Elle était destinée à soutenir une turbine Vestas V 90- 2,0 MW, somme toute assez modeste, de 2 mégawatts (MW) de puissance. De loin, pas la plus puissante. Mais si on en parle, c’est parce que la tour en question était faite… de bois. Et que Varberg Energi rapporte aujourd’hui n’avoir « rencontré aucun problème opérationnel pendant la première année d’exploitation » de cette éolienne d’un genre nouveau.

Forte de ce succès, Modvion présente aujourd’hui une nouvelle tour d’éolienne en bois. Elle est cette fois conçue pour des éoliennes toujours terrestres, mais un peu plus grandes. D’une puissance comprise entre 4,2 et 6,4 MW. Et, après des tests rigoureux menés par un organisme de certification indépendant réputé, TÜV SÜD, elle vient de recevoir son homologation. De quoi, pour l’entreprise suédoise, commencer à envisager une production en série pour le marché européen.

Une tour d’éolienne en bois modulaire

Mais de quoi s’agit-il exactement ? Modvion a breveté une solution qui permet de « réduire considérablement les émissions de CO₂ du secteur éolien en remplaçant l’acier et le béton pas du bois, tout en permettant des installations hautement performantes et en éliminant les goulots d’étranglement des transports ». La tour d’éolienne présentée est en effet modulaire. Les modules en bois de placage stratifié (LVL) sont produits en usine. De tailles raisonnables, ils peuvent facilement s’empiler sur des camions pour être acheminés vers les parcs éoliens. Sur place, une grue est mobilisée pour assembler les modules. Le bois présentant une résistance spécifique plus élevée que l’acier, la construction est plus légère et ne nécessite aucun renforcement supplémentaire. Disparus aussi, les milliers de boulons qui doivent subir des inspections régulières sur les tours en acier. Ici, les modules sont assemblés à la colle.

Le modèle qui vient d’être homologué a été conçu pour supporter une turbine terrestre d’une puissance de l’ordre de 6 MW. Plus exactement, la turbine V162- 6,4 MW développée par le fabricant danois Vestas qui soutient depuis le début les efforts de Modvion. Cette tour en bois, une fois assemblée d’ici 2027, mesurera entre 160 et 180 mètres de hauteur. Et la garantie sur sa durabilité sera de l’ordre de 35 ans. Mais déjà, Modvion travaille à l’adaptation de sa solution pour la production en série de tours supportant des hauteurs de moyeux allant jusqu’à 219 mètres.

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Ça avance pour la filière de l’hydrolien. Pendant que Hydroquest prépare la fabrication de ses turbines, le gouvernement semble enfin décidé à inclure la filière dans le futur mix électrique de la France avec un premier appel d’offre prévu avant la fin de la décennie.

Quelques mois après avoir décroché une belle subvention de la part de l’Europe, à partager avec Normandie Hydroliennes, Hydroquest continue de préparer son projet d’hydroliennes à axe vertical. L’entreprise a décidé de miser sur le tissu industriel français dans l’espoir de créer une forte chaîne de valeur industrielle. Ainsi, la fabrication des turbines ne devrait plus tarder, dans les ateliers de constructions mécaniques de Normandie.

Les pales, elles, devraient être fabriquées un peu plus au sud, dans les locaux de Loiretech. Cette entreprise, fondée en 1988, est spécialisée dans la production de pièces composites ou métalliques de grandes dimensions. La construction de ces 72 pales devrait mobiliser une vingtaine d’emplois.

La filière de l’hydrolien est-elle enfin sur la bonne voie ?

Les signaux positifs se multiplient pour la filière hydrolienne française. En plus des 51 millions d’euros promis par la commission européenne en fin d’année dernière, la France a enfin décidé d’inclure les hydroliennes dans la troisième programmation pluriannuelle de l’énergie.

La PPE3, qui devrait être adoptée au mois d’avril, devrait donc inclure la mise en place d’un appel d’offre pour une ferme hydrolienne de 250 MW au niveau du Raz Blanchard, les résultats devraient être attendus avant 2030.

Du côté des acteurs de la filière, on attendait au moins 750 MW d’appels d’offres pour permettre un réel décollage de la filière. Néanmoins, il semblerait que le gouvernement préfère attendre les retours du premier appel d’offre pour envisager d’en lancer de nouveaux grâce aux retours d’expérience. Si l’avancement de ces fermes pilotes est une bonne nouvelle, il reste désormais aux entreprises concernées à trouver des solutions pour faire baisser le prix de la production. À l’heure actuelle, le tarif de revente de l’électricité visé est de 250 €/MWh à 310 €/MWh. L’objectif des principaux concernés est d’atteindre le prix de l’éolien offshore posé, inférieur à 100 €/MWh.

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Le 17 mars 2025, le président de la République a réuni à l’Élysée le quatrième Conseil de politique nucléaire (CPN). Cette instance, qui fixe les grandes orientations de la politique nucléaire française, a permis d’arrêter plusieurs décisions stratégiques sur le programme EPR2, le financement du nouveau nucléaire, l’approvisionnement en uranium et la fermeture du cycle du combustible.

Un conciliabule resserré pour acter des changements sur le programme EPR2. Initialement prévue pour 2035 au mieux, la mise en service du premier des six nouveaux réacteurs devrait finalement intervenir en 2038. Pour rappel, ils seront implantés à Penly, Gravelines et au Bugey. EDF est désormais sommé par l’Élysée de présenter d’ici la fin de l’année un chiffrage engageant sur les coûts et le calendrier du projet. Mais l’énergéticien français s’y refuse, arguant la difficulté de chiffrer précisément ce type de chantier alors que l’Élysée ne veut pas revivre les dépassements de Flamanville.

Pour assurer la construction des EPR2, l’Élysée a confirmé le recours à un modèle de financement hybride : l’État garantira un prêt bonifié couvrant au moins la moitié des coûts de construction, suivant un modèle déjà validé par l’Union européenne pour la centrale tchèque de Dukovany. Un contrat pour différence a été adopté pour fixer un prix maximal de 100 euros par mégawattheure (euro 2024). Ce dispositif devrait permettre d’aboutir à une décision finale d’investissement en 2026.

Un projet Astrid 2.0 pour relancer la filière des surgénérateurs ?

Face aux enjeux de sécurisation des approvisionnements, le CPN a validé une stratégie de développement des activités minières d’Orano. Dans la même logique, le Conseil a confirmé la poursuite des investissements dans l’aval du cycle à la Hague avec une nouvelle piscine d’entreposage des combustibles usés qui devrait être mise en service d’ici 2040. Le gouvernement a aussi souhaité relancer les recherches sur la fermeture du cycle du combustible pour, à long terme, se passer des importations d’uranium naturel. EDF, Framatome, Orano et le CEA devront remettre un programme de travail et une proposition d’organisation industrielle d’ici la fin de l’année 2025.

Le Conseil a acté le lancement de travaux préparatoires sur les réacteurs à neutrons rapides. Ils permettent de fermer le cycle du combustible. L’idée de relancer un projet comparable à Astrid, abandonné en 2019, refait ainsi surface. Le Secrétariat général pour l’investissement (SGPI) est, quant à lui, chargé de piloter la poursuite de l’accompagnement des petits réacteurs modulaires, en vue de la mise en service d’un démonstrateur dès le début des années 2030.

Les détracteurs du CPN accusent son fonctionnement – Médiapart parle d’une « anomalie démocratique -, sa cible 100 % nucléaire (excluant les renouvelables) et la subvention publique déguisée, sous forme de prêt à taux zéro, de 57 à 125 milliards d’euros selon l’association Énergies renouvelables pour tous.

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Le début du chantier des EPR2 de Penly ne commence pas dans les meilleures conditions. Alors qu’un retard a déjà été annoncé par le gouvernement, la qualité du béton utilisé fait déjà polémique. Qu’en est-il réellement ?

Voilà une presse dont se seraient bien passées les équipes d’EDF. Les travaux préparatoires de la première paire française d’EPR2, à Penly, vont déjà bon train pour permettre une mise en service des nouveaux réacteurs d’ici 2038. Mais voilà que les premières interrogations pointent le bout de leur nez. Selon les médias Reporterre et Médiapart, il semblerait qu’il y ait des doutes sur la qualité du béton utilisé pour les travaux liés à la digue de protection des réacteurs. La fourniture des granulats pour ce béton a été confiée à Grave de Mer, une entreprise située à une quinzaine de kilomètres de la centrale, qui a déjà fourni les matériaux des premières tranches de la centrale.

Ce problème de qualité serait lié au fait que le sable fourni pour la fabrication du béton soit d’origine marine. Dans certaines conditions, en particulier au contact de l’humidité, sa composition peut entraîner une réaction alcani-granulat (RAG) dans le béton. Cette maladie du béton peut avoir des conséquences graves, et a touché de nombreuses structures emblématiques, comme la cité radieuse de Marseille, ou encore l’ancien pont de Térénez, dans le Finistère.

Pour éviter ce désordre, une seule solution, selon la réglementation française : respecter un pourcentage total de 70 % de silex dans les granulats du béton. Or, il semblerait que ce ratio soit, au mieux approximatif, au pire, pas respecté pour les premiers mètres cube de béton du chantier.

Le premier béton de l’îlot nucléaire espéré dans 2 ans

Pour cette raison, après une visite de site le 27 février dernier, l’ASNR a demandé à EDF d’apporter des justifications sur la qualité du béton utilisé avant mai 2025. Pour l’heure, le béton en question n’a quasiment pas été utilisé. Après une première phase de mise au point, la production des blocs cubiques rainurés vient de commencer le 4 mars dernier. Ces blocs de béton, qui seront au nombre de 15 000, constitueront la digue chargée de protéger la centrale des assauts de la mer.

La production de béton ne devrait pas fléchir pendant les 5 à 7 prochaines années. Le contrat d’Eiffage Génie Civil, d’un montant estimé à 4 milliards d’euros, comprend la fourniture de plus d’un million de mètres cubes de béton. Le béton du premier réacteur ne devrait pas avoir lieu avant 2 ans, si tout se passe comme prévu.

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Les batteries peuvent prendre feu spontanément, voire exploser, ruinant des maisons et des installations industrielles. Mais est-ce une technologie dangereuse ? On pourrait le croire au regard des multiples accidents qui les impliquent. Qu’en disent les études ?

Les articles d’actualité sont nombreux à relater des accidents relatifs à des batteries. Dernier en date, nous relations sur notre site le 27 février l’explosion d’une batterie dans un domicile en Allemagne. Le 23 janvier, nous rapportions également le quatrième incendie dans la batterie de Moss Landing, en Californie.

Le risque d’un « effet loupe »

L’expansion des batteries est un phénomène nouveau, qui se produit de surcroît dans un contexte politique de débat, parfois vif, sur le choix de notre approvisionnement énergétique. Chaque accident attire donc l’attention. Et cela conduit à un possible « effet loupe », c’est-à-dire d’amplification de la gravité perçue d’un phénomène par rapport à son ampleur réelle.

Prenons un exemple. L’utilisation domestique du gaz n’est pas sans risque. Ainsi, le BARPI (Bureau d’analyse des risques et pollutions industrielles) établit que 98 accidents se sont produits en France en 2020, lesquels ont été à l’origine de 68 blessés et 11 décès. Cela signifie que, malheureusement, deux incidents sont à déplorer chaque semaine en moyenne. Force est de constater que ces événements ne font que peu l’objet de titres dans la presse.

Dans le même temps, les accidents impliquant des batteries ont plus de chance d’être relatés. Est-il donc risqué de s’équiper d’une batterie ? Pour le savoir, on ne peut faire autrement que prendre du recul, et consulter les études à ce sujet. Dans ce contexte, un rapport de l’EPRI (Electric Power Research Institute), publié en source ouverte le 10 mai dernier, peut nous aider à nous faire une idée de ces risques et de leur tendance.

Quelle est la fréquence des incidents selon l’EPRI ?

L’EPRI a mis en place une base de données, baptisée EPRI BESS Incident Database – BESS signifiant Battery energy storage systems, soit Système de stockage d’énergie par batteries. Cette base de données a permis d’évaluer la fréquence des incidents implicants des batteries stationnaires, dans des installations de grande taille, c’est-à-dire industrielles et commerciales, et reliées au réseau. Tous les incidents ne sont donc pas tracés, mais cela ne nuit pas à une évaluation de la tendance.

Le premier constat est que le nombre d’accidents n’a pas beaucoup varié entre 2018 et 2023, et reste stable à environ 15 accidents tracés. En revanche, le nombre de batteries installées dans cette même période a très fortement augmenté, passant de moins de 3 GW à plus de 50 GW. En conséquence, la fréquence des accidents a très nettement diminué, de près de 97 %, et s’établit aujourd’hui à nettement moins de 0,3 par GW et par an.

L’étude de l’université d’Aachen

Une autre étude allemande nous donne d’autres chiffres, basés en partie sur la base de données de l’EPRI. Selon ses auteurs, le risque d’incendie d’une batterie domestique serait de l’ordre de 0,0049 %, soit 50 fois inférieure à celle d’un incendie d’une maison dans un cadre général. De même, la probabilité d’incendie d’un véhicule à combustion interne serait de 0,089 %, soit quatre fois plus élevée que celle d’une voiture électrique.

Il n’y a pas de risque acceptable, dès lors que l’on parle d’accidents pouvant ruiner des vies, voire causer la mort ; il peut toutefois y avoir la promesse d’une amélioration continue. À ce titre, l’EPRI relève que moins d’un tiers des accidents de leur base de données ont conduit à la publication de la cause racine ; l’institut appelle ainsi à une plus grande transparence de l’industrie, afin de faciliter les progrès en la matière.

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