Aux Pays‑Bas, le projet H2 Hollandia installe un électrolyseur de 5 MW et s’intègre au sein d’un parc photovoltaïque de 115 MW afin de transformer 50 % de l’électricité excédentaire en hydrogène vert. Résultat : 50 % des pertes de production solaire absorbées.

Le parc solaire Vloeivelden Hollandia, mis en service en 2021 dans la province du Drenthe (nord-est des Pays-Bas), dispose d’une capacité installée de 115 MW. Son problème est que sa capacité de raccordement au réseau électrique est limitée à 70 MVA et cela crée un écrêtement inéluctable : lorsque la production solaire dépasse ce seuil, l’énergie ne peut pas être vendue et est donc perdue. Comme le rapporte PV magazine, pour remédier à ce gâchis d’électricité verte, les développeurs du projet H2 Hollandia — principalement les entreprises néerlandaises Novar et Avitec — ont décidé d’ajouter un électrolyseur de 5 MW capable de convertir l’électricité solaire directement en hydrogène vert, à hauteur d’environ 300 000 kg par an.

L’électrolyseur n’est pas impacté par l’intermittence du solaire

La différence de taille entre la centrale solaire et l’électrolyseur (respectivement 115 MW contre 5 MW) garantit que l’électrolyseur puisse fonctionner à pleine capacité chaque jour en utilisant la bande inférieure de la production solaire.

L’initiative est permise à plus grande échelle aux Pays-Bas. En août dernier, le pays a octroyé 700 millions d’euros à 11 projets d’hydrogène à grande échelle pour une capacité d’électrolyse cumulée d’environ 600 MW. Le choix de colocaliser production solaire et électrolyse est intéressant : les coûts de raccordement sont onéreux et disposer de sources renouvelables sur site est un atout dans un contexte de volatilité des coûts de l’électricité.

L’hydrogène produit par H2 Hollandia sera vendu en totalité à un acheteur local (inconnu à ce jour) et transporté à l’aide de remorques à cylindres haute pression.

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Alors que les députés ont rétabli en commission des finances la TVA à 5,5 % sur l’abonnement d’électricité, les experts s’écharpent sur la manière de baisser les taxes sur l’électricité pour obtenir le meilleur signal.

En 2025, la part des taxes dans la facture d’électricité a de nouveau grimpé. Depuis le 1ᵉʳ août, la TVA sur l’abonnement est passée du taux réduit de 5,5 % au taux normal de 20 %, aligné sur celui appliqué à la consommation et à l’accise. Ce changement, justifié par une mise en conformité européenne, a rapporté près de 1,5 milliard d’euros supplémentaires à l’État.

Mais la taxe la plus déterminante reste l’accise sur l’électricité, héritière de la CSPE et de la TICFE. Contrairement à la TVA, qui s’applique sur la valeur monétaire d’un bien ou service (les euros dépensés), l’accise frappe directement la quantité d’énergie consommée, exprimée en mégawattheures (MWh). Autrement dit, elle contient une composante volume dont le prix dépend de l’horaire de la consommation.

En 2025, cette accise a connu une remontée spectaculaire : de 21 €/MWh pendant la période de gel du bouclier tarifaire, elle est passée à 33,70 €/MWh en février avant d’être ramenée à 29,98 €/MWh à l’été. Pour les entreprises, les montants oscillent entre 22,50 et 26,20 €/MWh selon la puissance souscrite. Ce retour à la normale contient toutefois une incohérence : alors que la France incite à l’électrification des usages (véhicules, chauffage, industrie…) elle continue de taxer lourdement l’électricité, pourtant considérée comme le vecteur de l’énergie décarbonée.

Accise vs TVA : volume vs prix

Dans son billet publié dans Marianne, Maxence Cordiez estime qu’une baisse de l’accise serait plus pertinente qu’un ajustement de la TVA. Il rappelle que modifier la TVA reste un levier budgétairement risqué : son champ d’application est large, son rendement colossal. Une réduction même minime coûterait des milliards. L’accise, plus ciblée, offre une marge d’ajustement rapide et porte sur l’énergie consommée.

La comparaison avec le gaz naturel renforce cet argument. Son accise, appelée TICGN, s’élève à 16,37 €/MWh depuis janvier 2024, soit presque deux fois moins que celle sur l’électricité. Et la TVA y est identique : 20 % sur la consommation et sur l’abonnement. Résultat : pour un ménage moyen, la fiscalité pèse autour de 20 % sur le gaz, contre près de 25 % sur l’électricité.

La partie accise de l’électricité tend à réduire l’écart entre heures pleines et creuses puisque le MWh est taxé, pas son prix. Réduire l’accise et non la TVA permettrait, selon le billet publié dans Marianne, de ne pas annihiler la réforme des heures pleine/creuse prévue dans le TURPE 7 et entrée en vigueur le 1ᵉʳ novembre.

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Le fabricant chinois Fairland lance une pompe à chaleur résidentielle présentée comme dopée à l’intelligence artificielle et dont le coefficient de performance (COP) atteindrait 7, là où la plupart des concurrents oscillent entre 3 et 5.

La nouvelle pompe à chaleur (PAC) air/eau lancée par le Chinois Fairland, nommée R290 ATW, est proposée en trois capacités nominales : 11 kW, 13 kW et 16 kW. Le plus petit modèle couvre une plage de chauffage allant de 3,75 kW à 13,45 kW avec un COP variant de 4,11 à 7,00 pour des conditions de température extérieure entre 7 et +35 °C. Les versions 13 kW et 16 kW affichent respectivement des plages 4,05-15,10 kW (COP 4,09-6,57) et 6,05-20,64 kW (COP 4,05-6,45).

Un COP impressionnant

C’est un COP jamais vu, 40 % supérieur à la moyenne des PAC selon l’entreprise chinoise. Il correspond à un rendement très élevé, car, s’il est réellement atteint, la PAC produit 7 unités de chaleur pour une unité d’électricité consommée. Son utilisation promet donc d’être extrêmement économique. D’après une récente étude de l’Ademe, seules les PAC géothermiques atteindraient des COP de 7.

L’innovation ne tient pas uniquement au coefficient de performance. La pompe à chaleur utilise le fluide frigorigène R290 (propane), un choix qui séduit pour son faible impact environnemental. Son potentiel de réchauffement climatique se situe autour de 3, contre 650 pour le R32, gaz actuellement très répandu.

L’intelligence artificielle pour optimiser les performances ?

Autre atout de la PAC selon la marque : l’IA intégrée, un argument très en vogue ces temps-ci. Fairland indique que la « technologie AI Inverter » permet un contrôle précis du fonctionnement pour optimiser l’usage du fluide R290 et permettre à chaque composant de fonctionner en harmonie pour maximiser la performance. Par ailleurs, un système de refroidissement liquide interne permettrait de recycler presque toute la chaleur émise par la carte de commande, réduisant ainsi le gaspillage énergétique et prolongeant la durée de vie des composants.

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Selon une étude d’E-CUBE Strategy Consultants pour la Société française d’énergie nucléaire (SFEN), les petits réacteurs modulaires (SMR) et avancés (AMR) pourraient fournir plus de 100 térawattheures de chaleur décarbonée en France d’ici 2050.

Dans une étude menée par le cabinet de conseil E-cube pour la SFEN, le potentiel de production de chaleur des mini réacteurs nucléaires SMR/AMR est estimé à plus de 100 térawattheures thermiques (TWh_th) dont 70 TWh_th/an pour l’industrie et jusqu’à 33 TWh_th/an pour les réseaux de chaleur urbains. Ce marché cible une soixantaine de clusters industriels, essentiellement dans le nord et l’est, là où les besoins thermiques dépassent 160 GWh_th/an qui est le seuil de rentabilité pour un module de 20 MW_th.

Pour y voir plus clair, nous avons interviewé Philippe Abiven, associé d’E-CUBE Strategy Consultants. Selon lui, « les projets soutenus par France 2030 couvrent l’intégralité du spectre SMR-AMR : du petit réacteur de 20 MW_th à plus de 1000 MW_th aux modèles de 110 °C pouvant atteindre 800 °C ». Ces gammes permettent d’adresser la plupart des procédés français, dont 50 % nécessitent une chaleur inférieure à 250 °C, notamment dans l’agroalimentaire, le papier ou la chimie. « La vapeur issue des SMR peut couvrir une grande part des besoins actuels. Même pour des procédés à plus haute température, le nucléaire peut assurer la phase de préchauffage », complète-t-il.

Des conceptions qui évoluent

Les projets soutenus par France 2030 reflètent cette diversité en puissance et température : Calogena (30 MW_th, 110 °C) cible les réseaux de chaleur, Jimmy (10 à 20 MW_th, 500 °C) les procédés industriels tandis que Naarea, Hexana ou Blue Capsule développent des réacteurs à sels fondus ou à neutrons rapides capables d’atteindre les 600 à 750 °C. Ces designs restent en évolution et « c’est bien normal », souligne Philippe Abiven : « certains composants déjà qualifiés peuvent venir remplacer des éléments du design actuel pour apporter une meilleure valeur économique ou simplement fabriquer plus vite le réacteur. »

L’étude souligne également que 140 TWh_th, soit 80 % de la chaleur industrielle française, sont techniquement adressables par au moins une technologie nucléaire modulaire. Mais la part réellement exploitable dépendra de la compétitivité et du calendrier de déploiement.

Si peu d’acteurs publient leurs chiffres, certains visent un coût de 40 à 60 €/MWh_th pour la chaleur. À titre indicatif, si un réacteur de grande capacité pour lequel le LCOE (coût actualisé de l’énergie) cible est aux alentours de 100 €/MWh électriques, un SMR cogénéré pourrait valoriser sa chaleur à environ 33 €/MWh_th (rendement d’un tiers pour la conversion).

Les premiers démonstrateurs attendus dans une dizaine d’années

La maturité industrielle reste, en revanche, inégale. Certaines jeunes entreprises ont sécurisé leur chaîne d’approvisionnement et leurs permis de construction alors que d’autres sont encore à la recherche de partenaires ou de financements.

Les premiers démonstrateurs français ne sont pas attendus avant 2030-2040 alors que nombre d’industriels s’engagent déjà dans des conversions à l’électricité, au biogaz ou à la biomasse. « Certains calendriers de décarbonation sont retardés, observe Philippe Abiven. Mais même si les industriels visent des objectifs à court terme, il y aura une deuxième phase où les SMR trouveront leur place. » Notamment, l’inclusion de nouveaux procédés industriels comme la conversion finale d’une aciérie à l’hydrogène produit localement (que ce soit avec la chaleur nécessitée par l’électrolyse haute température ou l’électricité d’un électrolyseur) et aux fours à arc électrique alimentés par les S/AMR.

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Le Maroc veut officiellement tourner la page du charbon. Mais malgré cette volonté, le pays pourrait difficilement y parvenir seul. Pour atteindre cet objectif, il devra s’appuyer sur un solide soutien financier international.

Le charbon reste aujourd’hui la principale source d’électricité du Maroc, même si sa part recule progressivement. Entre 2022 et 2024, sa contribution au mix électrique est passée de 70 % à 59 %, au profit des énergies renouvelables, dont la part ne cesse de croître. En octobre dernier, soit quelques semaines avant la COP30, le royaume a annoncé son intention de sortir progressivement du charbon d’ici 2040. C’est la première fois que le pays s’engage sur une date butoir en la matière.

Une sortie conditionnelle du charbon

Dans sa NDC 3.0, son nouveau plan d’action climatique récemment soumis aux Nations Unies, le Maroc précise que cette sortie se fera « sous réserve d’un soutien international ». Une condition compréhensible, car la transition nécessitera d’importants investissements, tant pour le démantèlement ou la reconversion des centrales existantes que pour la réhabilitation environnementale des sites. L’enjeu est aussi social, puisque des milliers d’emplois dépendent encore de la filière charbon. Le pays devra donc accompagner cette mutation par la création de nouvelles activités et des programmes de reconversion adaptés.

Un autre grand défi sera de garantir la sécurité d’approvisionnement électrique et le développement des renouvelables. Le Maroc vise à tripler sa capacité de production verte pour atteindre 15 GW d’ici 2030. Cela nécessitera la modernisation du réseau et l’ajout de capacités de stockage, efforts déjà prévus dans le nouveau plan climatique marocain.

Une alliance pour l’abandon du charbon

Mais le pays se montre résolument engagé même sans aide. Même en l’absence de financements extérieurs, il affirme vouloir maintenir le cap d’une sortie du charbon dans les années 2040. Rappelons qu’il avait déjà renoncé, lors de la COP26 en 2021, à tout nouveau projet de centrale à charbon.

Dans tous les cas, l’intégration récente du royaume dans la Powering past coal alliance (PPCA), ou « Alliance pour l’abandon du charbon » en français, jouera en sa faveur. Cette alliance regroupant plus d’une centaine de gouvernements, d’entreprises et d’organismes l’accompagnera dans l’élaboration de ses stratégies de diversification énergétique. Elle lui permettra également de bénéficier du retour d’expérience d’autres membres déjà engagés dans des transitions similaires.

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Si la gestion des batteries en fin de vie pourrait être considérée comme une contrainte, deux startups françaises ont décidé d’en faire une force pour dynamiser la filière européenne de production de batteries chimiques. Au cœur de cette ambition : le recyclage des batteries de type sodium-ion. 

Voilà maintenant huit ans que Tiamat travaille d’arrache-pied pour développer et industrialiser la technologie des batteries sodium-ion. Spin-off du CNRS, la startup française y voit un potentiel énorme grâce à une composition sans lithium ni cobalt, ainsi qu’une grande stabilité chimique et thermique.

Tiamat a franchi des étapes importantes du développement, et a même lancé un produit grand public équipé de sa technologie, à savoir une visseuse portative commercialisée chez Leroy Merlin. Actuellement, l’entreprise construit son usine de production à Amiens, qui devrait produire environ 1 million de batteries dès 2027, et atteindre les 5 GWh de production de batteries par an à long terme.

Pour autant, l’entreprise ne compte pas s’arrêter à la simple production de batteries et veut construire un véritable écosystème circulaire, permettant le recyclage de ses propres batteries pour en produire de nouvelles. Pour y parvenir, Tiamat s’est associé à une autre startup française qui a le vent en poupe : Mecaware.

Procédé NaCRe : objectif circularité

La startup Mecaware a pour vocation de récupérer des matériaux stratégiques grâce au recyclage de batteries. L’entreprise a notamment développé une technologie brevetée qui permet l’extraction de métaux comme le lithium, le cobalt ou le manganèse en circuit fermé, sans produit d’effluents polluants et sans apport énergétique particulier.

Les deux entreprises françaises ont donc décidé d’unir leurs forces autour d’un projet intitulé « Procédé NaCRe ». Ce projet vise à développer un procédé de recyclage adapté aux batteries sodium-ion. Prometteur, il a notamment été retenu pour un appel à projets FEDER (Fonds européen de développement régional) Hauts-de-France.

Les deux entreprises espèrent mettre en service un démonstrateur dès septembre 2026, et finaliser les études technico-économiques d’ici aout 2027. Si tout va bien, un projet pilote pourrait être construit à l’horizon 2030, avec une capacité de production de 17 tonnes de matériaux par an. À terme, le procédé NaCRe devrait intégrer l’usine Tiamat d’Amiens pour produire de nouvelles batteries à partir de sodium recyclé.

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Les principaux acteurs français de l’éolien offshore implorent le gouvernement français d’agir rapidement, pour éviter de mettre en péril la filière de l’éolien en mer. Entre déconvenues, licenciements et appels d’offres infructueux, la situation est plus critique que jamais. Un constat qui ne se limite cependant pas aux frontières de l’Hexagone.

France Renewables Offshore, alliance qui regroupe les principaux acteurs régionaux de l’éolien offshore (Bretagne Ocean Power, Normandie Maritime, Neopolia, Aquitaine Blue Energies, Wind’Occ, SudEole), a choisi les Assises de la mer pour faire passer un message clair au gouvernement : la filière française de l’éolien offshore, et plus globalement des énergies marines, va mal.

Dans un communiqué, l’alliance dénonce l’inaction du gouvernement envers la filière, qui met directement en danger des entreprises du secteur, en particulier les TPE, les PME et les ETI. France Renewables Offshore cite particulièrement l’absence de projets sur les côtes des Pays de Loire, et des projets trop éloignés du littoral au large de la Nouvelle-Aquitaine. Il résulte de cette situation de grandes incertitudes pour l’équilibre économique de la façade atlantique.

Des appels d’offres infructueux

Plus généralement, les mauvaises nouvelles se sont enchaînées depuis deux ans. France Offshore Renewables dénonce les 360 suppressions de postes de GE Vernova en France, annoncées en septembre 2024, l’échec de l’appel d’offres AO7 au large de l’île d’Oléron, ainsi que l’abandon d’Oléron 2 dans l’appel d’offres AO9.

L’instabilité du climat politique français y est pour beaucoup, et n’a fait que repousser la publication de la troisième Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE3). D’ailleurs, France Offshore Renewables fait également mention d’une montée en puissance de groupes politiques hostiles aux énergies renouvelables depuis la dissolution de l’Assemblée nationale à l’été 2024.

L’éolien offshore dans une tourmente mondiale

En réalité, la souffrance de la filière offshore française n’est que le reflet d’un climat mondial peu propice à l’éolien offshore. Ainsi, les mauvaises nouvelles s’enchaînent un peu partout à travers le monde, en particulier en Occident. Cet été, un appel d’offres allemand concernant un projet de 2,5 GW n’a intéressé personne. La situation vient même de se répéter aux Pays-Bas.

Aux États-Unis, la politique gouvernementale hostile à l’éolien offshore continue à faire trembler les grands groupes qui se retrouvent dans des situations financières délicates. C’est le cas de Vestas, qui vient de renoncer à une nouvelle usine de pales qui aurait dû voir le jour en Pologne.

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Les Philippines sortent les grands moyens pour décarboner leur mix électrique. Fortes d’un climat propice, elles construisent actuellement la plus grande centrale photovoltaïque au monde, d’une superficie de 3 500 hectares. 

C’est un chantier dont le montant dépasse les 3,4 milliards de dollars. À Luçon, plus grande île des Philippines, on construit Terra Solar, un projet amené à devenir le plus grand projet photovoltaïque au monde grâce à 3,5 GW de panneaux solaires. Ces derniers seront associés à un système de stockage d’énergie par batterie (BESS) dont la capacité devrait être comprise entre 4 000 et 4 500 MWh, record elle aussi.

Pour le moment, le projet avance à un bon rythme puisque 778 MW de panneaux étaient déjà installés en juillet. Une partie du site devrait être mise en service dès le début d’année 2026. Son inauguration globale est prévue pour 2027. Le site devrait produire, chaque année, environ 5 TWh d’électricité, soit 5 % de la production totale du pays. Il devrait notamment desservir la région du Grand Manille.

Des conditions climatiques propices

Si les Philippines comptent sur le solaire pour verdir un mix électrique encore largement carboné, ce n’est pas un hasard. L’archipel bénéficie de conditions climatiques avantageuses. La province de Nueva Ecija, où est construit le projet, bénéficie d’un ensoleillement moyen comparable à celui de La Rochelle. Mais de nombreux facteurs autres permettent d’y obtenir une plus grande production d’énergie.

D’abord, les Philippines sont proches de l’équateur, ce qui signifie que le soleil est très souvent haut dans le ciel. Outre les moins grandes variations d’inclinaison entre les saisons, les rayons du soleil ont moins d’atmosphère à traverser pour parvenir jusqu’aux panneaux, ce qui engendre moins de perte d’énergie.

En parallèle, les variations saisonnières des Philippines sont beaucoup moins importantes et beaucoup plus prévisibles qu’en Charente-Maritime. Pour s’en convaincre, il suffit de faire un tour sur le site PVGIS, et de comparer l’irradiation directe normale sur les deux sites. Pour l’année 2022, l’irradiation fluctue entre 115 kWh/m² et 182 kWh/m² aux Philippines avec une moyenne annuelle de 146 kWh/m², tandis qu’elle passe de 31,6 kWh/m² à 225,75 kWh/m² à La Rochelle, pour une moyenne annuelle de 119 kWh/m². Dans ces conditions, le recours au solaire sonne comme une évidence, et devrait permettre au pays de se détacher progressivement du charbon et du gaz fossile, qui constituent encore les 3/4 du mix électrique.

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Depuis quelques années, l’intelligence artificielle s’est imposée dans nos vies, et a montré un développement exponentiel. Avec à la clé des inquiétudes légitimes concernant l’explosion de la consommation énergétique des datacenters. Tout du moins si l’on en reste aux technologies connues. Et cette startup vient de révéler une solution nouvelle, pour le moins exotique.

Nous connaissions le processeur, appelé CPU pour Central processing unit, contenant plusieurs cœurs très complexes et polyvalents. Ou encore la carte graphique, le GPU, pour Graphics processing unit, constitué de milliers de cœurs plus simples et spécialisés, mais hautement performants pour réaliser des calculs massivement parallèles. Dorénavant, il semble qu’il faille compter également sur le TSU, pour Thermodynamic sampling unit.

Il s’agit d’un nouveau type de puce créée par la startup Extropic. Son fonctionnement est bien différent de celles auxquelles nous sommes habitués. Ces dernières, en effet, traitent des bits, c’est-à-dire des unités d’information binaires (0 ou 1). L’architecture de la TSU au contraire utilise les fluctuations thermodynamiques des électrons qui la parcourent pour traiter des probabilités ; créant ce faisant ce que la société appelle un p-bit (pour probabilistic bit – précisons qu’il ne s’agit pas là d’une puce quantique).

Une architecture extrêmement efficace pour de grands calculs complexes

Les applications d’un tel concept sont nombreuses. Il permettrait en effet de réaliser des calculs très complexes avec une grande facilité, comme ceux qui sont menés pour les prévisions météorologiques. Mais aussi pour entraîner et utiliser des modèles d’intelligence artificielle (LLM, grands modèles de langage) comme ceux qui nous sont accessibles dans notre quotidien pour générer ou analyser du texte, des images ou des vidéos.

Et, à l’heure où la consommation exponentielle d’énergie de l’IA inquiète, cette nouvelle puce pourrait changer la donne. Car l’intégration de calculs probabilistes directement dans son principe de fonctionnement serait bien plus efficace pour entraîner ou utiliser une IA. Et cette efficacité serait payante, car elle permettrait de gagner plusieurs ordres de grandeur en termes de consommation d’énergie et de densité.

Pour l’heure, la startup a proposé à plusieurs partenaires, une première carte, baptisée XTR-0, dont le processeur TSU contient quelques p-bits. Ce premier modèle, sommaire, a toutefois suscité un réel enthousiasme. Avant que ne sorte le prochain modèle Z-1, plus conséquent, puisqu’il contiendra 250 000 p-bits.

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L’aluminium brûle dans l’air. Ce phénomène est bien connu des industriels qui travaillent avec des poudres de ce métal, qui, dans certaines conditions, sont susceptibles de s’enflammer, voire d’exploser – il s’agit du phénomène dit de pyrophoricité. Mis en contact avec de l’eau, l’aluminium produit également de la chaleur, mais aussi de l’hydrogène. Chaleur et hydrogène, voilà des ressources intéressantes dans le cadre de la transition énergétique. Et cela n’a pas échappé à la startup dont nous allons parler dans cet article.

La réaction chimique de l’aluminium et de l’eau est à la base du concept de la startup Found Energy, basée à Boston, aux États-Unis. Celle-ci récupère des déchets d’aluminium, les place dans un réacteur de sa conception, de façon à produire de la chaleur et de l’hydrogène, destinés à des procédés industriels. Et ces déchets d’aluminium peuvent provenir des rebuts d’usines, ou simplement de déchets du quotidien, comme une simple canette.

Il y a une subtilité dans le procédé de Found Energy. Lorsqu’il est oxydé par l’air ou par l’eau, l’aluminium forme des hydroxydes d’aluminium ou de l’alumine, lesquels bloquent la progression de l’oxydation. C’est la raison pour laquelle, dans notre quotidien, les objets en aluminium ne s’enflamment pas facilement. Pour contourner cette difficulté, la startup utilise un catalyseur dont la composition reste secrète, et qui est décrit comme « un métal liquide à bas point de fusion qui n’est pas le mercure ».

La startup commence tout juste son développement à l’échelle industrielle. Le réacteur de Found Energy équipera bientôt une usine du sud-est des États-Unis (dont l’identité n’a pas encore été divulguée), et utilisera les déchets d’aluminium de cette usine pour ensuite l’alimenter en chaleur et en hydrogène.

Vers un « vecteur aluminium » ?

Le concept est susceptible d’une large généralisation – tout du moins en théorie. La densité énergétique de l’aluminium est en effet deux fois plus importante que celle de l’essence, par exemple. Il est ainsi envisageable de l’utiliser comme vecteur énergétique pour une large palette d’applications, le chauffage ou la mobilité. C’est le concept des « combustibles métalliques ». Dans un tel schéma, l’aluminium serait produit à partir de ses oxydes et de sources d’énergie bas-carbone, et par des procédés eux-aussi bas-carbone. Il serait utilisé ensuite dans ses applications énergétiques, qui le ramènerait à l’état d’oxyde. Lequel serait à nouveau converti en aluminium métallique par ces mêmes procédés. Une boucle de recyclage, qui définit ainsi un vecteur énergétique.

Il va de soi qu’une telle « économie aluminium » n’apparaîtra pas demain. Toutefois, les développements de Found Energy nous en rapprochent. Rappelons au passage qu’en 2016, Peugeot avait financé une thèse visant à stabiliser une flamme poudre d’aluminium-air, avec en ligne de mire la conception d’un moteur automobile à combustible métallique.

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Quel est le point commun entre cette drôle d’éolienne volante française, et Rafael Nadal ? Une maitrise parfaite de l’effet Magnus, cette force physique qui régit le mouvement d’un objet en rotation. La startup française Wind Fisher pense même que cette force pourrait révolutionner notre manière de produire de l’électricité à partir du vent. 

Et si on assistait à la fin de l’hégémonie des éoliennes telles qu’on les connaît, avec leur mât, leur turbine et leurs trois pales ? Si les prototypes aux architectures fantasques ont toujours existé, une autre forme de dispositif captant l’énergie du vent connaît un intérêt croissant : les éoliennes volantes. Après le modèle dirigeable de SAWES Energy Technology, c’est au tour de Wind Fisher de proposer son prototype d’éolienne volante. Cette fois, il s’agit d’une éolienne aéroportée à effet Magnus, aussi appelée MAG.

Une éolienne volante retenue par un câble

Elle fonctionne sur le principe suivant : une aile cylindrique est gonflée à l’hélium et reliée à la terre par des câbles. En rotation, l’aile génère une force latérale au vent, et tend à s’éloigner de sa base par des mouvements latéraux. Ce mouvement génère une énergie mécanique qui peut ensuite être convertie en électricité grâce à un générateur situé dans sa base.

De par son principe novateur, cette éolienne multiplie les promesses. Elle nécessite beaucoup moins de matériaux qu’une éolienne traditionnelle, et peut afficher un facteur de charge supérieur grâce à la captation de vents plus forts et plus constants, situés en altitude. Le prototype de 15 mètres d’envergure et baptisé MAG15 vient d’être testé à Saint-Maurice-de-Rémens, au nord-est de Lyon, à une altitude d’environ 150 mètres. Les modèles commerciaux devraient plutôt atteindre les 300 mètres d’altitude.

Qu’est-ce que l’effet Magnus ?

L’effet Magnus décrit la déviation que subit un objet en rotation qui se déplace dans un fluide. Il est particulièrement visible dans les sports de balle. Cet effet aérodynamique est à la base du lift au tennis, et permet une meilleure maîtrise de la trajectoire du ballon au basket. D’ailleurs, une vidéo Youtube au succès improbable, datant de 2015, montre parfaitement ce que provoque l’effet Magnus sur un ballon en rotation.

Pour des applications plus concrètes, cet effet a notamment été utilisé pour propulser des navires. L’un des exemples les plus connus est l’Acyclone, un navire commandé par le commandant Cousteau, et construit en 1985 à La Rochelle. D’ailleurs, le remplaçant du Calypso aurait dû être équipé de cette technologie, mais le projet a été abandonné suite au décès du commandant au bonnet rouge.

Un début de commercialisation dès 2026

Les résultats obtenus grâce au prototype MAG15 devraient permettre le déploiement des premières unités commerciales dès 2026. Celles-ci, d’une envergure de 25 mètres, afficheront une puissance de 100 kW. Elles se destinent aux gestionnaires de micro-réseaux, et se veulent idéales pour les sites isolés comme les îles. Entièrement autonome, le MAG 25 peut être déployé en seulement 24 heures. En cas de vent trop fort ou trop faible, un système de treuil permet de ramener automatiquement la voile à sa base, qui prend la forme d’un conteneur maritime.

Dans un deuxième temps, Wind Fisher espère commercialiser des unités appelées MAG80, dont la puissance pourrait atteindre 2 MW. Destinées à la production à grande échelle, elles pourraient être regroupées en parcs de 10 MW à 100 MW.

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EDF fait peut-être face au défi le plus ambitieux de ses presque 80 ans d’existence : mener à bien la construction et l’exploitation de 14 EPR2, tout en faisant face à une dette abyssale de 54 milliards d’euros. Depuis son arrivée, Bernard Fontana s’est remonté les manches et semble s’employer à restructurer l’électricien français. Reste à savoir si ces actions seront suffisantes.

Six mois presque jour pour jour après sa nomination, Bernard Fontana a plus que jamais du pain sur la planche, dans sa mission pour redresser EDF. L’institution fait face à un défi titanesque : mener des investissements d’un montant dépassant les 450 milliards d’euros, tout en composant avec une dette de plus de 50 milliards d’euros.

C’est d’ailleurs pour cette raison précise qu’a été choisi Bernard Fontana. Parfois qualifié de Cost Killer, l’ingénieur a un palmarès impressionnant, et est notamment considéré comme le principal architecte du renouveau de Framatome. Alors appelée AREVA NP, l’entreprise était en grave difficulté financière, en conséquence de certains échecs d’investissement et à la crise post-Fukushima. Il est parvenu à stabiliser l’entreprise tout en lui rendant une ambition nouvelle sur le plan international. Néanmoins, avec EDF, le défi est d’une toute autre mesure.

Optimiser les coûts

Pour pouvoir investir quelque 460 milliards, notamment pour le nucléaire, EDF se doit de créer une dynamique financière positive pour ne pas plomber sa capacité d’emprunt sur les marchés financiers. Dans ce contexte, Bernard Fontana a sorti les grands moyens. Dans une visioconférence réunissant les 1000 premiers cadres d’EDF, il a évoqué la nécessité d’instaurer une forme de réalisme financier.

Cette notion passe dès à présent par une attention particulière portée à la rentabilité des activités. Bernard Fontana a ainsi déclaré qu’EDF allait se recentrer sur ses forces historiques que sont le nucléaire et l’hydroélectricité. En parallèle, le PDG met un point d’honneur à mieux gérer les frais généraux de l’entreprise. Il vise 30 % de réduction des charges de fonctionnement d’ici 2030, ce qui devrait correspondre à 1 milliard d’euros d’économie.

Des ouvertures de capital seraient également à l’étude à l’étranger, avec pour objectif de gagner en marge de manœuvre financière. EDF pourrait ainsi céder sa filiale italienne Edison, et chercherait des partenariats pour EDF Power Solutions aux États-Unis.

Réorganiser le nucléaire

Enfin, pour éviter de reproduire les mêmes erreurs que sur le chantier de l’EPR de Flamanville, une vaste restructuration a eu lieu autour de la relance du nucléaire. Objectif : clarifier les responsabilités entre maîtrise d’œuvre et maîtrise d’ouvrage, accélérer les prises de décision et optimiser la mobilisation des compétences du groupe. Une charte a même été signée avec le syndicat professionnel de l’industrie nucléaire française (Gifen) pour restaurer un climat de confiance entre EDF et ses fournisseurs, et permettre une meilleure gestion du budget.

Reste à savoir si ces premières mesures seront suffisantes pour permettre à EDF de rester à flot. Du côté des syndicats, l’inquiétude est de mise quant aux répercussions concrètes de cette politique d’économie envers les salariés.

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Si vous prévoyez de vous équiper en batteries et kits solaires, la période du Black Friday est l’occasion de faire de bonnes affaires. La marque de solutions solaires et de stockage Zendure déploie des remises exceptionnelles sur sa boutique française. Voici trois de leurs offres affichant les réductions les plus intéressantes.

La start-up chinoise Zendure propose depuis 2017 des systèmes photovoltaïques plug and play (prêts à brancher) tout-en-un. En clair, les panneaux solaires se connectent directement aux batteries modulaires, qui intègrent onduleur, tracker MPPT et le système de gestion qui peut être paramétré à distance grâce au wifi et au bluetooth. La marque commercialise des solutions de toutes les tailles, qui s’adaptent à l’espace disponible de quasiment n’importe quel logement.

Pour le Black Friday 2025, Zendure casse les prix de nombreux produits de sa gamme. Nous avons sélectionné les trois rabais les plus impressionnants :

1 – Un kit solaire basique à 339 € avec 860 Wc de panneaux et onduleur de 800 W

Solution la plus abordable, conçue pour les maisons ou appartements cherchant une installation simplifiée, le kit à 339 € au lieu de 579 € (soit une réduction de 240 € pour le Black Friday) intègre les éléments suivants :

– Micro-onduleur SolarFlow 800 capable de sortir 800 W en AC

– 2 panneaux photovoltaïques de 430 Wc (soit 860 Wc au total)

2 – Une batterie à 719 € pour débuter dans le stockage sans se ruiner

Ajouter une batterie à sa centrale solaire peut coûter cher, d’où l’intérêt de profiter des périodes de promotions comme le Black Friday pour s’équiper. Zendure propose d’ailleurs le module SolarFlow 800 Pro à 719 € au lieu de 1 199 € (soit 480 € de réduction). Il s’agit d’un système tout-en-un intégrant une batterie de 1,92 kWh de capacité, le tracker MPPT (2 640 W de puissance solaire maximum en entrée) et l’onduleur (800 W AC en sortie max.). Les panneaux solaires ne sont toutefois pas compris dans le prix.

3 – Une énorme batterie solaire avec plus de 2 000 € de réduction

Pour les utilisateurs souhaitant un très grand volume de stockage, le kit à base de modules SolarFlow Hyper 2000 et batteries modulaires AB2000X déploie une capacité impressionnante de 15,36 kWh. Qui dit stockage massif, dit prix rondelet : 6 232 € pour le Black Friday tout de même, en incluant la réduction de 2 158 €. Il est composé des éléments suivants :

– 2 modules SolarFlow Hyper 2000 capables de sortir 1 200 WC en AC chacun

– 8 batteries AB2000X de 1,92 kWh chacune

– Le compteur Smart CT est offert

Pourquoi le Black Friday chez Zendure est intéressant ?

Les remises sont substantielles, notamment sur les modèles majeurs, qui affichent plusieurs milliers d’euros de rabais. Si l’opération commence le vendredi 7 novembre, elle ne s’arrête pas au Black Friday puisque Zendure garantit le « prix le plus bas jusqu’au 30 décembre ». Mieux vaut ne pas tarder, les stocks étant parfois limités sur certains modèles. Notez d’ailleurs que la livraison reste gratuite durant l’opération.

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Grand-messe du nucléaire civil mondial, la nouvelle édition du World Nuclear Exhibition, qui se tient du 4 au 6 novembre près de Paris, porte sur la production électronucléaire, mais pas seulement. Cette année, d’autres applications comme la production de chaleur sont mises à l’honneur.

Pendant longtemps considéré comme une source d’énergie polluante et contraire aux politiques environnementales, le nucléaire bénéficie d’un revirement de situation record, en témoigne le discours du ministre de l’Économie Roland Lescure, à l’ouverture de la sixième édition de la World Nuclear Exhibition. Ce dernier a ainsi déclaré : « Ici, nous sommes tous amis du nucléaire – et donc amis de la planète ». D’ailleurs, il faut reconnaître que malgré des défauts importants, en particulier en matière de sûreté et de gestion des déchets, le nucléaire affiche de sérieux arguments pour décarboner la production électrique.

Et pour faciliter le déploiement de l’énergie nucléaire, les projets de SMR continuent de se multiplier. Ils représentent une grande partie des projets dévoilés lors de l’évènement.

Décarboner le mix électrique, mais pas seulement

Mais la particularité de cette édition 2025 réside plutôt dans le lancement d’un nouvel espace dédié aux applications du nucléaire civil qui dépassent la production d’électricité. Vingt projets internationaux sont présentés dans des domaines aussi variés que la médecine nucléaire, l’agriculture, l’exploration spatiale, ou encore l’hydrogène décarboné et la production de chaleur.

On y retrouve des projets de SMR destinés spécifiquement à la production de chaleur comme le CAL-30, un réacteur à eau légère calogène, conçu par Calogena, développant jusqu’à 30 MWth, ou le LDR-50, un réacteur conçu par le Finlandais Steady Energy. D’une puissance de 50 MWth, il se destine à l’alimentation de réseaux de chaleur et de sites industriels.

On y découvre également des projets de dessalement nucléaire par SMR. Au Moyen-Orient, de nombreux pays s’y intéressent. C’est le cas du Koweït, de la Jordanie, de l’Arabie saoudite ou encore de l’Égypte.

L’Europe peine à s’imposer dans ce renouveau du nucléaire

Cette World Nuclear Exhibition se tient dans un contexte mondial où la Russie et la Chine restent les moteurs du nucléaire dans le monde. Alors que la Russie s’impose toujours comme le pays qui exporte le plus sa technologie et son savoir-faire, la Chine avance à un rythme insoutenable pour le reste du monde.

De leur côté, les USA continuent d’accélérer en misant énormément sur les SMR, et des bruits d’alliance avec la Corée du Sud et le Japon s’intensifient. Pour l’Europe, le nucléaire constitue une opportunité importante pour gagner en souveraineté énergétique, à condition de ne pas rater le train en marche. Pour y parvenir, elle nécessitera vraisemblablement une France forte, capable de mener cette dynamique européenne.

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Le thorium est susceptible de remplacer l’uranium dans les réacteurs nucléaires de prochaine génération. Un concept qui n’a rien de neuf, mais qui n’avait pas encore été démontré du point de vue technologique. En Chine, c’est dorénavant chose faite.

L’Académie des sciences de Shanghai, par le biais de son Institut de physique appliquée (SINAP), vient de l’annoncer : elle a réussi à convertir du thorium en uranium. Cette transmutation, qui vise à produire du combustible nucléaire à partir de thorium, a été réalisée dans le tout nouveau réacteur TSMR (Thorium molten salt reactor). Ce dernier, situé dans le désert de Gobi, a en effet atteint le 17 juin 2024 sa pleine puissance, à savoir 2 MWth.

La technologie du TSMR est celle des réacteurs à sels fondus (RSF), un des concepts retenus pour la génération IV. Dans ce concept, le combustible nucléaire n’est pas disposé dans le cœur sous forme solide comme dans les réacteurs à eau pressurisée (REP), mais bien sous forme liquide, dissous dans un sel de fluor, de lithium et de béryllium (FLiBe) porté à environ 630 °C.

Le RSF est aujourd’hui le concept favori pour la production d’énergie à partir du thorium. Ce dernier, en effet, nécessite des conditions bien particulières, car il n’est pas utilisable directement en tant que combustible nucléaire : il doit être transformé au préalable en uranium, et ce au sein du réacteur (principe de surgénération). Or la Chine est particulièrement intéressée par le thorium.

La Chine dispose de gigantesques gisements de thorium

S’il était besoin de démontrer cet intérêt, citons cet inventaire national du thorium que les autorités chinoises ont publié en 2025. Il montre une ressource proprement colossale : la seule exploitation des déchets miniers issus de l’extraction des terres rares pourrait représenter plusieurs dizaines de milliers d’années de consommation pour la Chine. Dans un tel contexte, il va de soi que la démonstration de l’utilisabilité d’un tel gisement devient cruciale.

Avec cette expérimentation, la Chine signe une première mondiale et démontre la viabilité du concept de surgénération au thorium dans un réacteur à sels fondus. Confirmant ainsi la décision chinoise de déployer cette filière sur le long terme. Un projet pilote de 10 MWth est en effet en construction depuis début 2025, et le démarrage de réacteurs à l’échelle industrielle est prévu à l’horizon 2030.

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Lors du Shanghai Fashion Event en Chine, Mercedes-Benz a dévoilé un nouveau prototype de véhicule inspiré des modèles des années 1930, arborant un long capot digne d’une bande dessinée. Mais ce n’est pas sur le design que nous nous attarderons. Un autre aspect nous intéresse davantage : son fonctionnement solaire.

De plus en plus de constructeurs automobiles travaillent sur des modèles capables de produire et d’utiliser leur propre énergie solaire, afin de réduire la dépendance aux bornes de recharge. Ces véhicules sont souvent reconnaissables à leurs panneaux solaires visibles sur la carrosserie, parfois même au détriment de leur esthétique.

Mais le dernier-né de Mercedes-Benz, baptisé Vision Iconic, lui, dissimule parfaitement son fonctionnement solaire. Pour cause : la marque a misé sur une peinture photovoltaïque appliquée en une couche ultrafine de seulement 5 micromètres sur l’ensemble de la carrosserie. Dévoilée pour la première fois fin 2024, cette peinture a été développée par Mercedes-Benz.

Selon le constructeur, la peinture ne contient ni silicium ni terres rares, et afficherait un rendement étonnamment remarquable de 20 %, non loin des panneaux photovoltaïques classiques. Par ailleurs, le constructeur n’a pas précisé le type de semi-conducteur utilisé, mais de nombreux observateurs soupçonnent de la pérovskite, compte tenu de ce rendement particulièrement élevé.

12 000 km par an ?

Dès la présentation de sa peinture solaire, Mercedes avait précisé qu’appliquée sur une surface de 11 m² (l’équivalent d’un SUV moyen), sa technologie permettrait de parcourir environ 12 000 km par an grâce à l’énergie solaire. Et ce chiffre pourrait grimper selon les conditions locales (ensoleillement, météo, ou position géographique).

Dans des régions très ensoleillées comme la Californie, Mercedes estime que la peinture solaire pourrait couvrir jusqu’à 100 % des trajets quotidiens d’un conducteur moyen. Mieux encore : le véhicule pourrait produire un excédent d’énergie, réinjectable dans le réseau domestique via un système de recharge bidirectionnelle. Reste à savoir si le Vision Iconic relèvera ce pari qui semble bien audacieux, voire peut-être même un peu trop.

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EDF ne veut plus jouer les bons samaritains. Habitué aux projets renouvelables peu rentables, l’électricien français ne veut plus se laisser faire et cherche à revoir les conditions financières du parc Centre Manche 1. Ce dernier affiche le tarif de revente le plus faible de France pour un projet éolien offshore. 

La météo est toujours aussi capricieuse, pour l’éolien offshore. Cette fois, c’est au tour du projet Centre Manche 1 de prendre la grêle. Attribué en mars 2023 à un consortium composé d’EDF Renouvelables et Maple Power, le parc est censé être mis en service en 2032, et produire environ 4,5 TWh d’électricité par an grâce à une puissance totale de 1 GW.

Néanmoins, EDF Renouvelables, qui aurait déjà investi plus de 100 millions d’euros dans le projet, souhaiterait une modification des conditions du projet auprès du gouvernement français. Principal problème : un tarif de revente trop bas, qui rend le projet non rentable dans les conditions actuelles. Et pour cause, depuis 2 ans, les coûts de l’éolien offshore ont grandement augmenté, la faute à une inflation du prix des matériaux, et une hausse de coûts logistiques. On constate également de nombreuses tensions d’approvisionnement à l’échelle mondiale.

Pour ne rien arranger, Maple Power aurait fait part à EDF de sa volonté de se désengager du projet.

Le tarif de revente, fixé à 44,90€/MWh, parait bien faible, quand on le compare à son voisin direct Centre Manche 2. Celui-ci, attribué à Total Énergies et RWE il y a quelques mois, affiche un prix de revente de 66€/MWh.

Une alliance entre EDF et Total Énergies pour sauver les deux parcs Centre Manche ?

Malgré ce tarif de revente plus élevé, RWE a tout de même décidé de quitter le navire, laissant Total Énergies seul à la barre du projet de 1,5 GW et de 4,5 milliards d’euros d’investissement. Ce dernier a toutefois indiqué sa volonté de s’associer avec EDF pour mener à bien le projet. Pour EDF, réaliser les deux parcs Centre Manche pourrait être une solution pertinente pour mutualiser certains coûts et optimiser la rentabilité. Pour les mêmes raisons, Total Énergies pourrait logiquement rejoindre EDF pour la réalisation de Centre Manche 1.

Selon les Echos, dans les circonstances actuelles, EDF n’envisage pas d’abandonner le projet Centre Manche 1, mais ne peut pas prendre de décision finale d’investissement non plus. EDF a environ un an pour restructurer le consortium Éoliennes en Mer Manche Normandie.  Pour le moment, l’objectif de mise en service des deux parcs est maintenu aux environs de 2032.

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Parmi les énergies renouvelables, nous connaissons bien l’énergie éolienne, qui convertit le vent, c’est-à-dire le mouvement de l’air, en électricité, ou encore l’énergie hydraulique, qui exploite le déplacement des cours d’eau. L’énergie photovoltaïque couvre également nos colonnes, et elle a pour principe de transformer l’énergie lumineuse du Soleil en électricité. Mais connaissiez-vous l’hydrovoltaïsme ?

Notre atmosphère contient une petite quantité de vapeur d’eau, de l’ordre de quelques grammes par mètre-cube d’air, qui, lorsqu’elle se condense, produit les nuages et les précipitations. Un mécanisme qui alimente, par le cycle d’évaporation-précipitation de l’eau, une majeure partie des cycles naturels de notre planète. Il s’avère que des chercheurs de différentes institutions scientifiques de Chine et de Singapour auraient trouvé un moyen d’utiliser ce processus pour produire directement de l’électricité. Et ils ont publiés leurs résultats dans la revue Nano de l’American Chemical Society (ACS), dans un article accessible en source ouverte.

Lorsque l’eau s’évapore, elle produit un refroidissement, et c’est par ce mécanisme que notre corps régule sa température interne par la transpiration. Il est donc possible, en concevant un système judicieusement, de produire une différence de température entre deux faces de ce même système : une face chaude à la température de l’air, et une face froide où se produit l’évaporation de l’eau. Cette différence de température peut ensuite être exploitée pour produire de l’électricité à l’aide d’un système thermoélectrique ; ces derniers systèmes exploitent un phénomène bien connu : l’effet Seebeck, qui se caractérise par l’apparition d’une tension à la jonction d’un couple de matériaux portés à des températures différentes.

Un revêtement innovant pour favoriser l’évaporation

Et c’est précisément à ce résultat que sont parvenus les chercheurs asiatiques. Ils ont construit un système thermoélectrique dont le radiateur en aluminium a été revêtu de graphite poreux, de façon à améliorer sa surface de contact avec l’eau – caractéristique appelée sa mouillabilité. Au cours de leurs expériences, ils sont parvenus à maintenir une différence de température constante de 6°C au travers du système, permettant de produire 2,72 mW pendant 30 minutes. Soit environ 4,2 W/m², pulvérisant les records précédents pour ce type de système.

Ces résultats pourraient apparaître bien peu importants en termes quantitatifs, mais les perspectives ne sont pas dénuées d’intérêt : elles permettent en effet d’envisager des systèmes électroniques qui tirent leur énergie directement de leur environnement, sans nécessiter d’alimentation, d’exposition au Soleil, ou encore de recharge de batteries. Les applications sont importantes, en premier lieu par exemple pour des capteurs ou des objets connectés totalement autonomes – les fameux « wearables », comme les montres ou les senseurs médicaux.

Transformer directement l’humidité de l’air en électricité ? C’est bien ce que semble promettre l’ère de l’hydrovoltaïsme.

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Le marché des objets connectés représente déjà plus de mille milliards de dollars annuels, et il connaît une croissance exponentielle. Or, ces objets, il faut bien les alimenter en électricité. Et cela laisse craindre une explosion du nombre de piles et de batteries nécessaires pour alimenter ceux qui ne peuvent être connectés au réseau électrique. Mais cette startup française a une solution, dont elle vient de lancer l’industrialisation.

Dracula Technologies a été fondée en 2012 à Vienne, dans la Drôme. Depuis lors, elle peaufine une technologie dont elle s’est faite une spécialité : les cellules photovoltaïques performantes même en conditions de faible luminosité. La finalité est bien de pouvoir alimenter des objets connectés à partir de la lumière ambiante, même sous éclairage artificiel (par exemple LED), et sans qu’il soit besoin d’exposer les cellules directement au Soleil.

La technologie est basée sur un matériau organique dans laquelle les différentes couches actives, nécessaires à produire l’effet photovoltaïques, sont déposées à l’aide d’encres spéciales permettant de constituer des couches minces. Il s’agit bien d’un procédé d’impression à jet d’encre – similaire dans son principe à celui des imprimantes de bureau. Et ce procédé permet de fabriquer des cellules photovoltaïques de toute taille et de toute forme, à la demande en fonction des besoins du client.

Techniquement, il s’agit de cellules bifaciales qui peuvent collecter la lumière par leurs deux faces. Les cellules sont minces (0,3 mm) et leur poids est faible (0,04 g/cm²). Elles ont une durée de vie de 10 ans en intérieur, selon le fabricant, et sont encapsulées de façon à les préserver de l’eau et de l’oxygène. Et leur prix serait suffisamment faible pour leur permettre d’être compétitives avec les piles ou les batteries.

Une invention qui surfe sur la vague de l’Internet of Things (IoT)

Le marché visé par Dracula Technologies est conséquent. Les petites cellules photovoltaïques peuvent équiper en effet un grand nombre d’appareils. Du suivi de colis, de palettes ou de tout conteneur logistique, elles peuvent équiper également des systèmes domestiques de la vie de tous les jours, comme les montres, balances, les souris, ou les claviers. Elles peuvent également être intégrées à des capteurs de toute sorte, par exemple de température ou d’humidité. La perspective est d’autant plus intéressante que ce type de capteurs, essentiel au « smart building »,  trouve une place de plus en plus importante dans des secteurs comme l’industrie, le commerce ou le bâtiment de manière générale.

L’avantage le plus important des ces cellules photovoltaïques organique est bien évidemment de simplifier la maintenance, puisqu’elle permet d’éviter le remplacement fréquent de piles ou de batteries. Ainsi que tout ce qu’implique leur cycle de vie en termes de matériaux critiques. En effet, selon Dracula Technologies, leurs cellules photovoltaïques n’utilisent aucun de ces matériaux et seraient aisément recyclables.

La société vient d’inaugurer son usine à Valence, démontrant par cet investissement que les perspectives de marché sont importantes. La « Green Micro Power Factory » pourra produire environ 150 millions de cm² de cellules par an.

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Eolien, hydroélectricité, solaire, la tempête Benjamin a largement modifié le mix électrique lors de son passage. Retour sur son influence grâce aux données de production fournies par RTE.

Eco2mix, le site de RTE pour suivre le système électrique français est passionnant. Il livre toutes les informations sur la production, filière par filière, du passage de la tempête Benjamin sur toute la France, du jeudi 23 au dimanche 26 octobre.

Qui dit tempête dit beaucoup de vent. Sur ces quatre jours de tempête, l’éolien n’est pas passé, nationalement, sous les 7 GW. Ce minimum est supérieur au maximum observé la semaine précédente avec des vents faisant tourner les éoliennes à environ 4 GW.

Lors de l’arrivée de la tempête, l’éolien est passé de 4 GW à 18 GW au point d’être écrêté une premier fois la nuit du 22 au 23 octobre (redescendu à 11 GW) pour ensuite remonter à pleine puissance pour passer la matinée du 23 avant d’être à nouveau écrêté à 11 GW l’après-midi du 23 octobre et la puissance des éoliennes est ensuite revenue à un état stationnaire autour de 10 GW.

La tempête a relativement masqué le soleil. La cloche solaire, qui dépassait les 15 GW deux semaines avant la tempête, est péniblement passée au-dessus de 8 GW.

Du fil de l’eau et du pompage avec les pluies

Il y a eu beaucoup d’eau. L’hydroélectricité a tourné à plein régime. Avec une moyenne aux alentours de 5 GW en septembre, la tempête a poussé l’hydro à plus de 6 GW avec des pics réguliers au-dessus des 10 GW. D’ordinaire autour des 10 % du mix électrique, l’hydro a fréquemment atteint une part de 16 % de la puissance de production instantanée.

Conséquence de l’abondance des productions renouvelables, le nucléaire a dû moduler. La semaine précédant la tempête, il s’établissait autour de 40 GW à plus ou moins 4 GW de modulation. Le passage de la tempête Benjamin a entraîné une modulation d’une profondeur de 15 GW. La production nucléaire est passée de 45 GW avant la tempête à 33 GW pendant la première nuit, avant de remonter à 43 GW, puis chuter à 30 GW le 26 octobre, à 13 heures.

L’exportation d’électricité n’a pas franchement varié. Il n’y a que le pompage qui a absorbé à la fois l’excédent nocturne et la cloche solaire. Enfin, le bandeau rouge reflétant la production d’électricité issue du gaz a été bien plus fin durant la tempête (moins de 1 GW contre des pics à 5 GW la semaine précédente), preuve que l’abondance des renouvelables décarbone le mix électrique.

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