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

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

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

Un système rendu possible par la startup française SWEEN

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

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

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

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

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

Des pales usagées envoyées en Norvège

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

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

D’autres projets insolites

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

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

Vers des pales plus faciles à recycler

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

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

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

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

Tordre la loi pour faire passer Horizéo ?

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

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

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

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

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

Un appel à maintenir les subventions pour les petits projets

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

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

Côté objectifs, la prudence est de mise

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

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

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

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

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

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

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

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

Exporter notre électricité ne suffit plus

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

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

Des solutions de flexibilité côté production et consommation

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

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

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L’université de Potsdam, en Allemagne, vient de mettre au point des cellules solaires à base de poussière de Lune. À première vue anodine, cette découverte pourrait jouer un rôle important dans l’exploration spatiale et faciliter l’implantation de bases pérennes sur notre satellite.

Les équipes de Felix Lang, de l’université de Potsdam, sont parvenus à mettre au point une cellule photovoltaïque un peu particulière, en partie composée de cette poussière qui recouvre la Lune : le régolithe lunaire. L’objectif de cette recherche ? Être capable de fabriquer des panneaux solaires sur la Lune pour faciliter une potentielle installation sur place. Pour simuler une fabrication sur la Lune, les chercheurs ont fait fondre une version synthétique de ce régolithe lunaire sans le purifier, et l’ont associé à du perovskite, un matériau déjà utilisé sur Terre pour fabriquer des cellules photovoltaïques.

Un rendement très faible mais des panneaux plus légers

Le rendement relativement faible obtenu, proche des 12 %, s’explique par le manque de transparence du régolithe fondu. Malgré ce rendement, l’intérêt de cette découverte est grand. Les panneaux solaires actuellement utilisés dans le domaine spatial affichent des rendements très élevés (30 % à 40 %), mais sont très lourds. Ils représentent ainsi une très grande part du poids de lancement des satellites mis en orbite. De plus, ces panneaux solaires sont relativement fragiles.

Selon Félix Lang, la fabrication de panneaux solaires directement sur la Lune permettrait de faire baisser le poids de chargement des vaisseaux spatiaux de 99,4 % ! En outre, les panneaux créés à partir de régolithe auraient une plus grande tolérance aux irradiations des protons à haute énergie que l’on retrouve dans l’espace.

Une application encore lointaine

Malgré ce potentiel très intéressant, la route est encore très longue avant que l’on retrouve le pendant lunaire de la future gigafactory française Carbon. Si, toujours selon Félix Lang, il serait possible de faire fondre la poussière lunaire grâce à de vastes miroirs courbés, de nombreuses questions restent en suspens comme l’influence d’une gravité plus faible lors de la fabrication des cellules, ou encore la résistance de ces dernières aux grands écarts de température qui règnent sur la Lune.

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Avec ses gros générateurs carburant à l’éthanol, la start-up franco-suisse WattAnyWhere entend électrifier les usages dans les zones dépourvues de connexion au réseau. Une solution particulièrement utile pour les bornes de recharge pour voitures électriques, les chantiers et les évènements. Un premier test vient d’être réalisé avec succès.

Les groupes électrogènes à essence et diesel sont encore légion sur les chantiers, les festivals et toute autre activité ayant lieu sur un site où l’on ne peut pas se brancher sur le réseau national. S’il est possible, dans certains cas, d’utiliser des batteries mobiles plutôt que ces générateurs fonctionnant aux énergies fossiles, de nombreux usages nécessitent une très forte puissance sur une longue durée, rendant cette solution inadaptée. Des sociétés proposent ainsi une alternative : le générateur à carburant d’origine renouvelable, censé avoir un impact environnemental moins élevé que les hydrocarbures fossiles.

La start-up franco-suisse WattAnyWhere a choisi l’éthanol, qu’elle promet issu de déchets, pour faire fonctionner ses groupes électrogènes. Elle vient d’ailleurs de franchir un cap, le 9 avril, à Sion (Suisse), ou elle dit avoir réalisé avec succès une première démonstration en conditions réelles de sa technologie, sans connexion au réseau. Concrètement, son prototype de générateur a fourni 10 kW en toute autonomie à une borne de recharge pour voiture électrique. À terme, l’idée est de développer des générateurs nettement plus puissants, allant jusqu’à 300 kW et capables de délivrer 100 MWh grâce à leur réservoir d’éthanol. Suffisant, selon nos calculs, pour recharger entièrement 2 000 citadines électriques comme la Peugeot e-208 ou la Renault Zoé, dans des zones sans connexion au réseau public. Reste à connaître le coût du kilowattheure qui sera proposé aux clients.

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Les méga batteries qui fleurissent aux États-Unis, c’est fini ? Majoritairement importés de Chine, les éléments qui composent ces sites de stockage d’énergie sont soumis aux nouveaux droits de douane imposés par Donald Trump. Plusieurs projets en ont déjà fait les frais.

Les nouveaux droits de douane ahurissants voulus par Donald Trump n’ont pas tardé à affecter le secteur américain du stockage d’énergie. Car, si les États-Unis produisent des batteries, ils n’en fabriquent pas suffisamment pour satisfaire son grand appétit, notamment pour la construction des méga sites de stockage par batterie stationnaire. Ainsi, la filière est toujours très dépendante de la Chine pour sa chaîne d’approvisionnement.

Avec des produits désormais taxés à 145 %, plusieurs projets sur le point de démarrer ont immédiatement été suspendus, voire abandonnés. Un projet solaire couplé à du stockage par batterie chiffré à 650 millions de dollars a ainsi renoncé à sa composante batteries, tandis qu’un autre investissement de 750 millions de dollars a été mis en pause. Ces décisions reflètent l’ampleur de l’incertitude créée par les nouvelles politiques commerciales et fiscales.

Parallèlement, le gel des aides fédérales aux énergies renouvelables, promesse de campagne de Trump désormais concrétisée, a porté un coup fatal à plusieurs projets de gigafactories. KORE Power, qui devait construire une usine de batteries en Arizona avec un prêt fédéral de 850 millions de dollars, a abandonné son projet, faute de financements. Même sort pour FREYR, qui renonce à une usine en Géorgie.

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À l’aube de la publication de la nouvelle programmation pluriannuelle de l’énergie, une question anime les débats : les objectifs de déploiement d’éolien et de solaire sont-ils trop élevés ? Pourtant, la vraie question à se poser ne serait-elle pas : les objectifs d’électrification des usages sont-ils suffisants ?

Tandis que la production d’électricité s’est envolée en 2024, bien aidée par la forme olympique du parc nucléaire et des centrales hydroélectriques, la consommation électrique française, elle, reste stable depuis plusieurs années. De ce fait, la France a produit 90 TWh de plus qu’elle n’en a consommé.

Dans ce contexte, nombreux sont les observateurs qui s’inquiètent des objectifs toujours plus grands de déploiement des énergies renouvelables, notamment à travers l’éolien et le solaire. Et pour cause, une production d’électricité, certes décarbonée, décorrélée des besoins réels, pourrait avoir des effets négatifs avec de fortes hausses de prix. Parmi ces observateurs, Vincent Berger, haut commissaire à l’énergie atomique, a indiqué qu’il fallait ralentir sur le déploiement du renouvelable pour éviter cette trop grande différence entre production et consommation.

Ces inquiétudes se concentrent actuellement autour de l’imminente publication de la PPE3 (Programmation pluriannuelle de l’énergie) qui doit fixer les objectifs en matière de production et de consommation d’énergie pour les dix prochaines années. De nombreux acteurs de la vie politique dénoncent une trajectoire pas en accord avec la réalité du pays. Si le texte devait faire l’objet d’un simple décret, et donc éviter un passage par la case Assemblée Nationale, il fera finalement l’objet d’un débat parlementaire sans vote à la fin du mois d’avril.

Sans consommation, la production électrique n’est rien

Néanmoins, les objectifs de déploiement en matière d’éolien ou de solaire sont-ils les véritables problèmes de la politique énergétique française ? Si on parle souvent du faible impact carbone du mix électrique français, il faut rappeler que celui-ci ne compte que pour 25 % de l’énergie totale consommée en France. Le mix énergétique de la France est encore largement dominé par les énergies fossiles, qui comptent pour 63 % de l’énergie finale en 2022.

L’électrification progressive des usages constitue le meilleur espoir d’atteindre la neutralité carbone à l’horizon 2050. Pour cela, le déploiement massif des énergies renouvelables est effectivement indispensable. En revanche, il n’a de sens que s’il est accompagné d’une solide politique de transition énergétique, intégrant notamment le développement du réseau électrique et du stockage d’énergie à grande ampleur.

Or, la consommation électrique française, en baisse quasi constante depuis la crise du COVID, ne montre pas de signe d’électrification des usages. La réussite de la transition énergétique française tiendra donc à la métamorphose de plusieurs secteurs particulièrement émetteurs de CO2. Parmi ces secteurs, on peut citer le transport, responsable de 123 millions de tonnes de CO2 par an dans l’hexagone, mais également l’industrie (41 Mt CO2/an) ou encore le secteur résidentiel et en particulier le chauffage (33 Mt CO2/an).

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Il n’est plus à quelques mois près. Le premier réacteur nucléaire de type EPR installé en France n’a toujours pas redémarré. Deux problèmes compliquent la phase de mise en service progressive du réacteur, qui promet malgré tout d’atteindre sa puissance maximale durant l’été.

Le redémarrage du réacteur EPR de Flamanville, initialement prévu le 30 mars, est une nouvelle fois repoussé. À l’arrêt depuis le 15 février, EDF évoque une opération de maintenance supplémentaire sur « un matériel situé sur la partie nucléaire ». L’énergéticien précise à nos confrères de l’AFP que les vérifications en cours concernent « la qualité de l’eau du circuit primaire », sans lien avec le précédent désagrément concernant le turbo-alternateur.

Ce dernier dysfonctionnement, toujours sans cause précise identifiée, limiterait la puissance délivrée et nécessiterait une lourde intervention. Démarré fin 2024 avec douze ans de retard, le réacteur a déjà connu deux arrêts techniques. EDF table désormais sur un redémarrage le 17 avril et maintient son objectif de pleine puissance à l’été.

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En un coup de pale, une des éoliennes du parc de Bernargues dans l’Hérault avait tué l’un des derniers sujets d’aigle royal du département. L’exploitant vient d’être lourdement condamné, malgré les mesures qui avaient été prises pour éviter les collisions.

Le tribunal judiciaire de Montpellier a condamné, le 9 avril, l’opérateur du parc éolien de Bernargues (Hérault) à 200 000 euros d’amende, dont 100 000 avec sursis, pour la mort d’un aigle royal percuté par une éolienne en janvier 2023. Le dirigeant de la société Valéco – Énergie renouvelable du Languedoc écope, lui, de 40 000 euros d’amende. De plus, les sept éoliennes de ce parc auront l’interdiction de fonctionner durant une année.

L’aigle royal mâle, dont les déplacements étaient suivis par une balise GPS, faisait partie du dernier couple de cette espèce présent dans le département. Malgré l’installation d’un système de détection censé ralentir les pales en cas de présence d’oiseaux, le dispositif n’a pas suffi à éviter le drame. France Nature Environnement (FNE) et la Ligue de protection des oiseaux (LPO) dénoncent un site qui serait responsable de la mort de dizaines d’oiseaux. Le parc est au cœur d’une longue bataille judiciaire, ponctuée d’annulations de permis de construire et même d’un ordre de démantèlement.

Fin mars, EDF Renouvelables a également été condamnée à cinq millions d’euros d’amende dans une affaire similaire sur le parc éolien d’Aumelas, également situé dans l’Hérault.

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Insuffisamment espacés sur leur rail DIN et sous-calibrés, les disjoncteurs protégeant une borne de recharge pour voiture électrique pourraient surchauffer. L’alerte est lancée par un spécialiste, après une inspection.

Électricien spécialisé dans les infrastructures de recharge pour véhicules électriques (IRVE), Ronmell Carreras a récemment partagé une expérience de terrain pour le moins interpellante sur son compte Linkedin. En intervenant sur une borne installée depuis deux ans chez un particulier, il a constaté une anomalie : un disjoncteur de 32 ampères (A) a été installé à la place d’un disjoncteur de 40 A, et surtout, installé sans séparation avec un différentiel de 40 A. Collés l’un à l’autre, les deux appareils se sont échauffés jusqu’à brunir, sans jamais déclencher les sécurités.

Cette constatation, déjà évoquée par d’autres professionnels, rappelle l’importance du respect des normes et de l’agencement des protections dans un tableau électrique. L’électricien indique qu’il est nécessaire de laisser un petit espace entre les disjoncteurs pour assurer une bonne dissipation thermique. Il préconise même l’installation d’un tableau secondaire dédié à la borne de recharge pour voiture électrique en cas de manque de place.

Un mystère demeure cependant : pourquoi les disjoncteurs, de grande marque et fabriqués en France, n’ont-ils pas réagi à la surchauffe ?

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Le sinistre, qui a entièrement détruit une usine écossaise de recyclage de batteries, n’a pas fait de victimes. La récurrence des incendies interpelle cependant.

Un violent incendie s’est déclaré le 9 avril dans l’usine de recyclage de batteries Fenix Battery Recycling située à Kilwinning, en Écosse. Le sinistre a rapidement pris de l’ampleur, provoquant une série d’explosions et de projections de débris autour du site, entouré par une zone résidentielle. Plusieurs maisons ont dû être évacuées durant quelques heures, le temps de circonscrire le feu. Les autorités ont malgré tout recommandé de maintenir portes, fenêtres et aérations fermées, en raison de la présence de fumées potentiellement toxiques.

Dix véhicules de lutte contre l’incendie ont été mobilisés, et les pompiers sont restés mobilisés toute la nuit pour sécuriser le site. L’agence de santé publique locale a conseillé à la population de ne toucher à aucun débris ou batterie retrouvés dans la zone, mais de signaler leur présence à une entreprise de dépollution mandatée pour nettoyer la zone.

Selon les conclusions d’une enquête conjointe menée par les services d’incendie et la police écossaise, l’origine de l’incendie n’est pas considérée comme suspecte. Le point de départ du sinistre n’a cependant pas été communiqué. Ce n’est pas la première fois que le site est touché : un précédent incendie s’y était déjà déclaré un an auparavant.

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Le sodium-ion est une technologie qui fait de plus en plus parler d’elle, et pour une raison de taille : leur fabrication ne requiert pas de lithium ni de cobalt. De quoi réduire les risques d’une dépendance excessive aux importations de ces minéraux critiques. Reste encore à produire les batteries sodium-ion à une échelle industrielle. C’est aujourd’hui dans les tuyaux pour Tiamat.

Tiamat grandit à toute vitesse. Et comme souvent pour ce type de projet, tout se base sur des recherches longues et patientes. Ce sont ainsi plus de dix ans de recherches qui auront été nécessaires au CRNS pour mettre au point sa technologie de batterie sodium-ion. L’innovation sera brevetée, et la licence d’utilisation exclusive et mondiale sera ensuite attribuée à Tiamat, société nouvelle fondée à Amiens en 2017, comme spin-off (essaimage) du CNRS.

Puis Tiamat lance, en 2023, le premier produit grand public à batterie sodium-ion : une visseuse commercialisée par Leroy-Merlin. S’ensuit une entrée au capital d’investisseurs prestigieux (dont notamment Stellantis Ventures, Arkema et MBDA) et le soutien du programme France 2030. Ne manquait plus que l’usine de fabrication à échelle industrielle.

Produire près de 5 GWh de batterie par an

C’est aujourd’hui chose faite : le projet est dorénavant bien lancé, et le débat public débutera le 28 avril de cette année. L’usine sera implantée sur la commune de Boves, à 10 km d’Amiens. L’usine pourra produire 4,7 GWh de batteries par an, à l’horizon 2031. Le premier coup de pioche est prévu pour fin 2025, et le démarrage de la production courant 2027. Il s’agit d’un investissement de plus de 500 M€, le site couvrira 30 ha, et créera 2000 emplois directs. Si l’on est un peu en dessous du seuil communément admis pour qualifier l’installation de gigafactory (au moins 10 GWh/an d’après l’AIE – Agence internationale de l’énergie), le projet reste tout de même de taille respectable.

Ce projet permet en outre d’illustrer de manière concrète l’intérêt du sodium-ion en termes de minéraux. En effet, en substituant ce type de batteries à des batteries lithium-ion, cela réduit la dépendance de la filière à minéraux critiques, notamment le lithium et le cobalt. D’après le fabricant, l’usine d’Amiens permettra ainsi d’éviter l’extraction ou l’importation, par an, de 900 tonnes de lithium, 1 050 t de cobalt, 3 150 t de nickel et 125 t de plomb.

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L’hydrogène naturel n’en finit plus de faire parler de lui. Issu des entrailles de notre Terre, potentiellement productible sur notre propre sol, et non-émetteur de gaz à effet de serre, son exploration devient un véritable enjeu pour la France. Et, toute dernière nouvelle sur ce sujet foisonnant : c’est dans le Sud-Ouest que deux permis d’exploration ont été attribués.

Récapitulons. Le 11 décembre 2023, Emmanuel Macron annonce que l’hydrogène naturel, aussi appelé « hydrogène blanc », peut devenir une opportunité pour notre pays ; il déclare : « La France peut devenir un pays pionner dans l’exploitation de cette ressource ». Dans la foulée, est annoncée la découverte possible d’un énorme gisement dans le puits de Folschviller en Moselle ; le volume récupérable serait de l’ordre de grandeur de la totalité de la consommation mondiale annuelle d’hydrogène, à savoir 60 millions de tonnes.

Plus récemment, une étude du Helmhotlz Centre for Geosciences en Allemagne, publiée en 2025, indique que la ressource pourrait être plus importante que prévu, et, surtout, que l’hydrogène naturel pourrait être produit par les processus naturels de manière plus abondante dans les montagnes. C’est dans cette lignée que nous apprenons que des permis d’exploration ont été accordés à proximité des Pyrénées.

Un potentiel réel ou un mirage ? Pour le savoir, il faut explorer

Dans un communiqué de presse du 31 mars, la société spécialisée 45-8 Energy annonce, en effet, que deux Permis exclusifs de recherche (PER) lui ont été accordés, ainsi qu’à son partenaire Storengy (filiale d’Engie), pour rechercher l’hydrogène naturel. Le PER dit « Morensin », au nord de Bayonne représente une surface de 691 km², tandis que le PER « Grand rieu », à l’ouest de Pau, représente une surface de 266 km².

Ces PER permettront de mieux connaître les caractéristiques géologiques des deux zones, et ainsi, d’évaluer le potentiel en hydrogène naturel. Pour un domaine émergent, pour lequel nous entendons beaucoup d’annonces, nous ne pouvons que souhaiter en savoir plus sur le potentiel réel de cette source d’énergie nouvelle, et donc la réalité de ses perspectives vis-à-vis de notre souveraineté énergétique et de la décarbonation.

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Elle devrait afficher la même puissance que notre fleuron national : la station de transfert d’énergie par pompage-turbinage (STEP) de Grand’Maison. La future station de pompage-turbinage du Loch Earba, dont le permis de construire vient d’être approuvé, devrait jouer un grand rôle pour le réseau électrique du Royaume-Uni qui souffre de perturbations fréquentes.

Elle pourra alimenter 1,4 million de foyers écossais pendant 22 heures à pleine puissance. La future plus grande STEP du Royaume-Uni vient de faire un pas de plus vers sa mise en service, avec l’obtention du permis de construire. Cette station de pompage-turbinage, qui sera implantée au Loch Earba, affichera une puissance de 1,8 GW pour une capacité de stockage de 40 GWh. Au total, elle devrait demander 6 à 7 ans de travaux et nécessiter la création de 500 emplois.

Désormais, les entreprises Gilkes Energy et SSE Renewables ont la lourde tâche de trouver les financements nécessaires à la mise en œuvre du projet. Pour faciliter cette démarche, les deux entreprises ont recours au Cap and floor, un mécanisme financier mis en place par le gouvernement britannique, et dédié au stockage d’électricité de longue durée. Ce système garantit aux porteurs de projet un revenu minimal et limite le revenu maximal afin de les protéger des fortes fluctuations du marché de l’électricité.

Le stockage d’électricité, élément incontournable d’un réseau électrique déséquilibré

Cette STEP pourrait ne pas être la seule, car le Royaume-Uni cherche à fortement développer ses capacités de stockage d’énergie. Avec le développement massif des parcs éoliens offshore au large de l’Écosse, le réseau électrique se retrouve fortement déséquilibré, avec une grande part de la production au nord du pays et la majorité de la consommation au sud. L’Écosse possède, en effet, 17,8 GW de capacité de production installée pour des besoins limités à 4 GW du fait de ses 5,4 millions d’habitants.  Du fait de cette situation, le réseau atteint parfois ses limites, notamment à cause de certaines portions sous-dimensionnées du réseau électrique entre l’Écosse et l’Angleterre. Ainsi, les éoliennes doivent être bridées tandis que des centrales à gaz sont allumées dans le sud du pays.

Le développement de moyens de stockage, que ce soit grâce à des batteries ou des STEP, permettrait de limiter ce phénomène en redistribuant la production électrique de manière plus homogène.

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Entre capacité élevée, installation facile, et prix raisonnable, la nouvelle batterie du fabricant Nature’s Generators, dont la commercialisation est imminente, pourrait bien devenir un best-seller. À condition qu’elle arrive en Europe ! Pour l’instant réservée au marché américain, elle illustre un marché des batteries domestiques en pleine explosion.

A priori, la batterie MyGrid 10K, de chez Nature’s Generator, a de quoi séduire. Au programme, on retrouve près de 10,5 kWh de capacité et un système plug-and-play qui facilite son installation. Elle est capable de délivrer une puissance de 10 kW grâce à son onduleur dédié, et peut être couplée à une installation solaire pouvant atteindre 12 kWc de puissance.

Outre sa facilité d’installation, la batterie se distingue par le choix de la technologie LiFePO4, qui autorise jusqu’à 6 000 cycles de chargement et déchargement. Elle peut être connectée à un réseau ou fonctionner de manière autonome.

Toujours pas pour la France ?

Cependant, malgré un tarif attractif de 5 999,99 $ (5 283 € au cours actuel) pour 10,5 kWh de stockage, elle ne devrait pas arriver sur le sol français, et ne fonctionne qu’avec une fréquence de 60 Hz. D’ailleurs, ce Nature’s Generator ne serait pas le premier fabricant de systèmes de stockage résidentiels à snober la France, qui représente un tout petit marché. Et pour cause, seul 2 % des maisons de l’Hexagone sont équipées de centrales solaires avec batteries, la faute à un tarif de l’électricité relativement peu élevé.

La situation pourrait tout de même changer dans les années à venir, à mesure que les systèmes de stockage deviennent de plus en plus abordables. Pour l’instant, à part Nature’s Generator, personne ne parvient à faire mieux que Tesla et son Powerwall 3 à 7 400 € en Italie pour 13,5 kWh. Mais le marché se développe de jour en jour, avec les propositions de Enphase (5 kWh pour 3 800 €), Anker Solix et ses 2,688 kWh pour 1799 € ou encore Hoymiles avec sa batterie plug-and-play de 2,2 kWh disponible à seulement 900 € !

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Alors que la décarbonation repose en grande partie sur l’électrification des usages, une incohérence majeure demeure dans la fiscalité énergétique actuelle : l’électricité que nous utilisons au quotidien pour le chauffage, la cuisson ou la mobilité, est bien plus taxée celle servant à la production de carburants synthétiques, ou e-fuels, destinés à l’aviation, relève le chercheur Jean-Baptiste Jarin.

Le chercheur Jean-Baptiste Jarin relève une contradiction sur la taxation d’une même électricité dirigée vers nos maisons et celle pour produire les e-fuels. Selon son analyse, publiée dans un article le 11 février 2025, le prix final de l’électricité pour un ménage français atteint en moyenne 27 centimes d’euros le kilowattheure (c€/kWh). En face, les futurs e-fuels d’origine renouvelable (produits via électrolyse et synthèse à partir de CO₂) ne seraient taxés qu’à hauteur de 9 c€/kWh lorsqu’ils sont destinés au transport aérien. Cet écart d’un facteur trois vient en grande partie de la fiscalité appliquée à chaque énergie.

Exemptions de taxes pour le secteur aérien

L’électricité est soumise à une combinaison de charges : TVA (5,5 % à 20 % selon les cas), contribution au service public de l’électricité (CSPE) et coûts d’acheminement. Cette structure tarifaire résulte d’une logique historique de financement des réseaux.

À l’inverse, les e-fuels, bien que très énergivores à produire (rendement global inférieur à 20 % depuis l’électricité initiale consommée) sont aujourd’hui peu, voire pas taxés. Le secteur aérien bénéficie d’exemptions fiscales : absence de taxe sur le kérosène, exonération de TVA sur les vols internationaux et incitations pour l’incorporation de carburants dits « durables », même si ceux-ci peuvent être issus de sources fossiles requalifiées (comme les carburants synthétiques utilisant du gaz fossile avec captage de CO₂).

Selon le chercheur, ce traitement différencié révèle une hiérarchisation implicite des usages : les usages dits primaires (logement, alimentation, mobilité quotidienne) sont davantage taxés que les usages tertiaires (loisirs, aviation) et réservés aux plus riches, qui va à l’encontre d’une transition juste. Il appelle à une révision des grilles tarifaires et fiscales, fondée sur la valeur sociale et climatique des usages plutôt que sur leur poids économique ou historique.

L’électricité bas-carbone souvent très taxée

Au moment où l’Union européenne révise sa directive sur la taxation de l’énergie, cette asymétrie devrait y être au cœur. À défaut, la fiscalité pourrait freiner l’électrification des usages pourtant les plus sobres, tout en subventionnant des filières émergentes à faible efficacité énergétique et dont on peut en partie se passer. Cette différence de taxation avait été relevée par l’Observatoire de l’industrie électrique : l’électricité bas-carbone est souvent grandement taxée relativement à sa faible émission de CO₂.

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L’Assemblée nationale a voté, lundi 7 avril, la reconversion de la centrale à charbon de Saint-Avold (Moselle), dernière de ce genre en France, avec Cordemais.

Fermée en 2022 puis relancée face à la crise énergétique provoquée par la guerre en Ukraine, la centrale Émile-Huchet poursuit sa production, mais avec une nouvelle énergie fossile, le gaz. Exit le charbon, la production d’électricité à partir de gaz est légèrement moins émettrice de gaz à effet de serre. Propriété de GazelEnergie, filiale du milliardaire tchèque Daniel Křetínský qui fait notamment fortune sur ces centrales si polluantes, le site s’apprête à tourner la page du charbon avec une reconversion estimée à 110 millions d’euros prévue pour l’été 2026. Le texte adopté, soutenu par le gouvernement Bayrou, lève les obstacles législatifs qui freinaient ce chantier industriel. Comme le soulignent Les Échos, « 500 emplois directs et indirects sont concernés par l’avenir du site »​.

Pourtant, le choix du gaz reste un compromis. Si le biogaz fait figure de solution plus verte, le gaz dit naturel, énergie fossile, reste surprenant. Pourquoi continuer à faire fonctionner une moyenne de 125 mégawatts (MW) sur l’année 2025 à une telle intensité carbone ?

Une reconversion du fossile vers un fossile légèrement moins polluant

Les députés écologistes se sont abstenus, estimant qu’« il n’est pas aisé de voter un projet qui continue à miser sur des énergies fossiles »​. Le ministre de l’Industrie Marc Ferracci a reconnu la difficulté de sa reconversion. L’annonce acte aussi l’abandon de la reconversion à la biomasse, évoquée par Emmanuel Macron en 2023. Selon l’AFP, le biogaz représentait en 2024 à peine 3,2 % de la consommation française de gaz, malgré une hausse de 27 % de sa production​. Les projets peinent à émerger, freinés par la révision des tarifs d’achat et le manque de soutiens publics.

L’exemple de la reconversion de Saint-Avold montre la lenteur de la fermeture des centrales fossiles pour la production d’électricité. Elles deviendront de moins en moins incontournables, leur atout étant la pilotabilité, avec l’avènement des flexibilités.

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