Les chercheurs multiplient les pistes pour améliorer la captation de l’énergie solaire. À Séoul, une équipe a mis au point un revêtement capable d’absorber un très large spectre du rayonnement solaire, ce qui était auparavant impossible. Cela pourrait conduire à des panneaux thermiques ou thermoélectriques nettement plus efficaces.

Les technologies actuelles ne permettent pas d’exploiter l’ensemble de l’énergie solaire qui atteint la surface de la Terre. Le rayonnement solaire se compose d’ultraviolets (3 à 5 %), de lumière visible (40 à 45 %) et de rayonnement infrarouge (50 à 55 %). Or, la plupart des dispositifs énergétiques ne captent qu’une partie de ce spectre. Une fraction importante de l’énergie solaire ne peut être ni convertie en électricité ni transformée en chaleur utile, et se dissipe simplement dans l’environnement.

Les cellules photovoltaïques convertissent principalement la lumière visible ainsi qu’une partie du proche infrarouge. Les technologies solaires thermiques parviennent à capter une portion plus large du spectre, mais elles ne sont toutefois pas exemptes de pertes. Les surfaces absorbantes réémettent une partie de l’énergie captée sous forme de rayonnement thermique.

C’est là qu’intervient donc cette nouvelle technologie que les scientifiques appellent les « supraballs ». Développée par une équipe de chercheurs de la KU-KIST Graduate School of Converging Science and Technology, en Corée, elle pourrait permettre de capter une part beaucoup plus importante du rayonnement solaire.

Absorber jusqu’à environ 90 % du spectre solaire.

Cette technologie prend la forme d’un nouveau type de revêtement solaire. Elle est composée de minuscules sphères constituées de milliers de nanoparticules d’or qui s’assemblent spontanément pour former ces structures. Une fois déposées sur une surface, ces supraballs forment un film qui serait capable d’absorber jusqu’à 90 % du spectre solaire.

Le fonctionnement du système repose sur un phénomène propre aux nanoparticules d’or, appelé résonance plasmonique. Lorsqu’elles sont exposées à la lumière, les électrons présents dans ces particules se mettent à osciller. Ce phénomène permet de piéger et d’absorber efficacement l’énergie lumineuse sur une large gamme de longueurs d’onde.

Outre leur forte capacité d’absorption, ces structures présentent également l’avantage d’être relativement simples à produire, ce qui pourrait faciliter leur déploiement à grande échelle. Les chercheurs envisagent notamment leur utilisation dans les systèmes solaires thermiques et thermoélectriques, mais aussi dans des capteurs hybrides photovoltaïques-thermiques.

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Autrefois restreinte à quelques territoires aux conditions géologiques exceptionnelles, la géothermie entre dans une ère nouvelle. Les avancées technologiques élargissent désormais son champ d’application, au point d’en faire une option possible pour aider l’Europe à réduire drastiquement ses émissions tout en répondant à ses besoins énergétiques.

Souvent éclipsée par le solaire et l’éolien, la géothermie dispose pourtant de grands atouts : elle est pilotable et est indépendante des conditions météorologiques. Ce qui en fait une solution pour renforcer la fiabilité du réseau électrique face à la montée en puissance des sources intermittentes. Bonne nouvelle pour l’Europe : ce n’est pas le potentiel qui manque. Selon un rapport du groupe de réflexion Ember, la géothermie pourrait théoriquement produire près de 301 TWh par an dans l’Union européenne. Autrement dit, elle pourrait remplacer jusqu’à 42 % de l’électricité aujourd’hui produite à partir du charbon et du gaz, et ce, à un prix compétitif. Cette estimation est fondée sur l’évolution technologique perçue dans la filière.

Les systèmes géothermiques améliorés élargissent le champ des possibles

Selon le rapport d’Ember, la zone d’exploitation de la géothermie est en train de s’élargir. Les progrès technologiques permettent désormais d’envisager son exploitation dans d’autres lieux en dehors des régions volcaniques.

Grâce aux technologies dites EGS (enhanced geothermal systems, ou en français systèmes géothermiques améliorés), il est devenu possible d’atteindre des zones géologiques plus profondes. Si les centrales conventionnelles sont limitées à environ trois kilomètres de profondeur, les systèmes modernes permettent aujourd’hui d’aller beaucoup plus loin et d’atteindre des couches rocheuses plus profondes et donc plus chaudes. De plus, la technologie actuelle permet de créer artificiellement la perméabilité nécessaire à la circulation de l’eau chaude. L’ingénierie peut ainsi aujourd’hui créer un réservoir géothermique exploitable là où la nature n’en fournit pas spontanément.

Un savoir-faire hérité des hydrocarbures

Cette évolution technologique s’appuie en partie sur l’expertise développée par l’industrie pétrolière et gazière. Les techniques de forage profond, la gestion des pressions ou encore la modélisation géologique, éprouvées depuis des décennies dans l’exploration des hydrocarbures, trouvent aujourd’hui une nouvelle application dans la géothermie. Ce transfert de compétences réduit les barrières techniques et facilite l’émergence de projets dans des régions sans tradition géothermique.

À noter que l’estimation avancée par Ember, selon laquelle la géothermie pourrait remplacer jusqu’à 42 % de l’électricité produite à partir des fossiles, demeure théorique. Pour autant, elle pourrait servir d’outil d’orientation pour les décideurs politiques, et encourager l’intégration de la filière dans les stratégies énergétiques nationales et européennes.

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À son rythme, le solaire en Afrique poursuit sa montée. L’année 2025 aura été marquante pour le continent qui vient d’enregistrer un nouveau record de croissance en la matière. Une progression à laquelle les petites installations ont largement contribué.

L’Afrique est passée à la vitesse supérieure. En 2025, elle a doublé son rythme d’installation photovoltaïque. D’après le Global Solar Council (GSC), près de 4,5 GW ont été ajoutés au cours de l’année, soit une hausse de 54 % par rapport à 2024. À titre de comparaison, ce volume correspond à peu près à ce que la France a installé entre janvier et septembre de l’année dernière. À l’échelle africaine, il s’agit d’un record historique.

Le marché est cependant concentré sur seulement une dizaine de pays. En tête, l’Afrique du Sud, seul État à avoir dépassé le gigawatt de nouvelle puissance en 2025 (1,6 GW). Au total, huit pays seulement ont franchi la barre des 100 MW installés sur l’année : l’Afrique du Sud, le Nigeria, l’Égypte, l’Algérie, le Maroc, la Zambie, la Tunisie et le Botswana. C’est encore limité, mais le nombre de marchés actifs double par rapport à l’année précédente.

Une croissance portée par le solaire distribué

Si la croissance du solaire en Afrique a toujours été dominée par les grandes centrales au sol, les choses commencent à évoluer.  Les installations décentralisées (résidentielles, commerciales et industrielles, mini-réseaux et hors réseaux) gagnent du terrain. Officiellement, le solaire décentralisé représente 44 % des capacités installées, mais selon le GSC, ce chiffre est probablement sous-estimé en raison de la dispersion et de la petite taille des projets.

Cette montée en puissance des petites installations est principalement motivée par une contrainte structurelle : la fragilité des réseaux électriques. Dans de nombreux pays, les coupures sont fréquentes et les tensions très instables. Les tarifs tendent également à augmenter. Le solaire, semblerait-il, est loin d’être un choix environnemental pour la plupart. Il constitue plutôt une solution (peut-être la meilleure) de sécurité énergétique. Ménages et entreprises cherchent avant tout à garantir leur approvisionnement.

Les mini-réseaux et les solutions hors réseau permettent par ailleurs d’électrifier rapidement des zones mal desservies. Pour de nombreuses communautés rurales, ces solutions représentent l’option la plus réaliste, du moins à court et moyen termes.

Des défis persistants

Pour autant, des obstacles continuent de freiner le solaire en Afrique. L’un des principaux verrous reste le financement. Si le prix des modules photovoltaïques et des batteries a fortement reculé, l’accès au capital est toujours complexe, même pour les petites installations. Les ménages et les PME, qui constituent le cœur du marché décentralisé, disposent rarement de solutions de crédit adaptées et abordables.

Du côté des investisseurs, la volatilité des devises, l’instabilité réglementaire dans certains pays et la fragilité des cadres contractuels découragent les financements. Par ailleurs, les procédures d’autorisation sont souvent longues et complexes, ce qui alourdit les coûts et les délais de développement.

Outre les problèmes de financement, il y a évidemment le défi des infrastructures électriques. Les réseaux vieillissants peinent à intégrer des productions variables. L’insuffisance des lignes de transport et de distribution limite l’injection des surplus d’électricité et peut entraîner des restrictions, voire des pertes. À mesure que le solaire progresse, la modernisation des réseaux devrait être une des plus grandes conditions à la poursuite de cette croissance.

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Grâce à cette nouvelle recherche française, les futures centrales solaires pourraient gagner en performance et mieux s’intégrer à leur environnement. L’étude permet en effet de comprendre les mécanismes par lesquels les installations photovoltaïques modifient les conditions locales autour d’elles. À terme, ces travaux pourraient conduire à une conception plus fine des centrales, en particulier des installations solaires flottantes.

À leur échelle, les infrastructures énergétiques influencent le climat local. Température de l’air, circulation du vent, humidité ou évaporation peuvent ainsi être modifiées par un aménagement. L’ensemble de ces variations, souvent discrètes, mais bien réelles, correspond à ce que l’on appelle des effets microclimatiques. Dans le cas du photovoltaïque, ces phénomènes ont des conséquences directes sur les performances des panneaux solaires. Pourtant, jusqu’à présent, ces effets microclimatiques sont négligés dans les outils de conception et de calcul.

C’est justement ce manque que vient combler une recherche française publiée dans la revue Renewable Energy. Les chercheurs se sont intéressés plus particulièrement aux centrales solaires flottantes. Ils ont développé un cadre de modélisation capable de décrire avec précision les effets microclimatiques générés par ce type d’installation.

Une maquette virtuelle pour simuler vent, chaleur et évaporation

Concrètement, les chercheurs ont créé une sorte de maquette numérique de centrale photovoltaïque flottante. Cet outil intègre la disposition des panneaux, leur inclinaison, leur hauteur au-dessus de l’eau ainsi que l’espacement entre les rangées. Des conditions réalistes de vent et d’ensoleillement sont ensuite appliquées à cette représentation virtuelle.

Le modèle calcule alors la circulation de l’air entre et sous les panneaux, les échanges de chaleur entre les modules et l’atmosphère, ainsi que l’évaporation de l’eau sous la surface partiellement couverte. L’approche permet de visualiser les différences locales de température, de ventilation et de pertes d’eau au sein même de la centrale.

Vers des prévisions de rendement plus fiables

L’un des principaux objectifs de ces travaux est d’affiner les prévisions de rendement des installations solaires. La performance des panneaux dépend fortement de leur température, elle-même influencée par le vent. L’outil développé permet ainsi de mieux estimer les échanges thermiques, et donc d’évaluer de manière plus précise les rendements.

Le modèle numérique offre également la possibilité de quantifier avec davantage de précision l’évaporation de l’eau, en évaluant l’impact réel des centrales solaires flottantes sur les pertes hydriques. Ce système constitue surtout un outil d’aide à la conception. Grâce aux simulations, il devient possible d’adapter l’implantation des panneaux aux conditions locales, d’optimiser leur disposition et de mieux équilibrer performance énergétique et impact environnemental.

Si cette étude se concentre sur le photovoltaïque flottant, les chercheurs indiquent que leur approche pourrait être étendue aux centrales photovoltaïques au sol et à l’agrivoltaïsme.

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Samsung mise sur l’Europe pour lancer sa nouvelle pompe à chaleur. Alors que le marché est encore fragilisé par la baisse du pouvoir d’achat et la réduction des aides, le géant sud-coréen veut séduire les consommateurs européens en priorité.

Samsung vient de dévoiler une nouvelle pompe à chaleur résidentielle. Baptisé EHS All-in-One, ce système air/eau-air « tout-en-un » assure le chauffage des logements, la climatisation, le chauffage au sol et la production d’eau chaude sanitaire, le tout réuni dans une unité extérieure compacte. Le constructeur sud-coréen vise en priorité le marché européen, alors même que celui-ci cherche à se prémunir contre la concurrence asiatique.

Un équipement efficace par grand froid et pensé pour réduire la consommation

Le groupe fait valoir plusieurs atouts de son produit, qui serait une version améliorée de l’EHS Mono R290, un modèle lancé en 2023. D’abord, le système se veut fiable tout au long de l’année, même en conditions extrêmes. Samsung annonce un fonctionnement du chauffage jusqu’à -25 °C, ainsi qu’une production d’eau chaude pouvant atteindre 65 °C même par temps glacial. L’appareil embarque un système de récupération de chaleur. Plutôt que d’évacuer l’énergie thermique durant le mode refroidissement, celle-ci est réutilisée pour chauffer l’eau sanitaire. Selon le fabricant, cette technologie peut, dans certaines conditions, plus que doubler l’efficacité énergétique de la production d’eau chaude.

La nouvelle pompe à chaleur Samsung intègre également une intelligence artificielle dédiée à l’optimisation énergétique. Cette fonctionnalité analyse les habitudes d’utilisation et les paramètres de fonctionnement afin d’ajuster automatiquement les réglages.

Un premier lancement en Europe

Cet appareil sera d’abord commercialisé en Europe, avant un déploiement prévu en Corée dans un an. L’équipement a été d’ailleurs adapté aux standards européens, notamment avec l’intégration du fluide frigorigène R32, en remplacement du R410A qui est plus polluant.

Ce lancement intervient donc dans un contexte de marché encore fragile. Si les ventes se redressent légèrement à l’échelle du continent, certains pays restent en difficulté. C’est le cas de la France, où la crise s’intensifie. La demande recule sous l’effet de la baisse du pouvoir d’achat, de la réduction des aides et de la suspension de MaPrimeRénov’. Une contraction pesant directement sur les industriels qui voient chuter leur chiffre d’affaires.

Pour soutenir ces fabricants, le gouvernement français a annoncé la mise en place d’un mécanisme de « préférence européenne ». Concrètement, la bonification des Certificats d’économie d’énergie (CEE) sera désormais réservée aux équipements dont le système moteur est fabriqué en Europe. L’objectif est de rééquilibrer la concurrence avec les fabricants asiatiques, dont les parts de marché ne cessent de progresser. Reste donc à voir si cette mesure impactera les prévisions de ventes de Samsung.

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Qui, sinon le pays le plus industrialisé au monde, devrait consommer le plus d’électricité ? La Chine, sans surprise, est le numéro un mondial de la consommation électrique, et l’année dernière, elle a battu son propre record. En plus des industries, les usages quotidiens, les services, les transports et le secteur numérique ont tous connu une évolution rapide ayant entraîné une demande toujours plus forte.

La Chine est une véritable bête énergivore. Il y a longtemps qu’elle a franchi la barre du pétawattheure (1 000 térawattheures) en consommation électrique annuelle. En 2025, selon l’Administration nationale de l’énergie sur son compte officiel WeChat, le pays a dépassé pour la première fois les 10 pétawattheures (PWh). Il a atteint 10,368 PWh pour être exact.

La consommation électrique chinoise donne le tournis et, surtout, ridiculise celle des autres nations. En deuxième position, bien loin derrière, se trouvent les États-Unis avec un peu plus de 4 PWh. Par ailleurs, même cumulées, les consommations de l’Union européenne, de l’Inde, du Japon et de la Russie ne dépassent pas celle de la Chine.

Les nouveaux moteurs de la demande

La demande a progressé de 5 % par rapport à l’année précédente. Une progression qui s’explique en grande partie par l’évolution des usages quotidiens. Les ménages et le secteur des services consomment désormais beaucoup plus d’électricité qu’auparavant. La généralisation de la climatisation, des appareils électroménagers et des équipements numériques, ainsi que le fonctionnement quasi permanent des commerces et services, ont entraîné une hausse.

Évidemment, l’électrification intensive des transports a contribué à cette augmentation. La consommation liée à la recharge des véhicules et au remplacement des batteries aurait bondi de près de 50 % en un an. Et comme dans de nombreux grands pays, l’économie numérique influe aussi de plus en plus sur la demande énergétique. En effet, les services internet, le stockage de données, le cloud et les centres de données nécessitent un approvisionnement électrique constant.

Le secteur industriel reste le premier consommateur en volume. Mais la consommation dans la filière semble s’être restructurée. Si autrefois seules les industries lourdes traditionnelles étaient les plus énergivores, ce sont désormais les activités de fabrication de pointe qui tirent la demande : usines de véhicules électriques, de batteries, d’équipements électroniques et technologiques, toutes sont très gourmandes en électricité.

Et l’approvisionnement dans tout cela ?

Côté approvisionnement, pour répondre à sa demande croissante, la Chine continue de multiplier les centrales, en particulier les renouvelables. En 2025, la puissance installée solaire et éolienne a atteint 1 760 GW, soit une hausse de 34 % en un an. Parallèlement, le pays a accéléré le développement des installations de stockage afin de pallier l’intermittence de ces sources. Le pompage-turbinage dépasse 66 GW, et les nouvelles formes de stockage d’énergie ont franchi les 100 GW, une multiplication par plus de 30 depuis 2020. Quatre nouvelles lignes de transport à très haute tension ont également été mises en service, portant le total à 46 lignes à travers le pays.

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Un géant chinois des équipements éoliens s’est lancé dans le stockage énergétique par pompage-turbinage, mais pas comme on le connaît : son système se déploie au fond d’un lac, à des dizaines de mètres de profondeur.

China Dongfang Electric Corporation a développé une sphère géante immergée capable de stocker de l’électricité. Inspirée des stations de transfert d’énergie par pompage-turbinage (STEP), cette technologie se distingue par un détail majeur : tout se passe sous l’eau.

Concrètement, le système fonctionne en deux phases. Lorsqu’il y a un surplus d’électricité, une pompe intégrée expulse l’eau contenue dans la sphère vers l’extérieur. L’intérieur de la cuve passe alors en basse pression, voire en quasi vide. Lors de la phase de décharge, une vanne s’ouvre et l’eau extérieure, poussée par la pression hydrostatique, revient dans la sphère. Ce flux entraîne une turbine reliée à un générateur, produisant ainsi de l’électricité.

Le projet est encore très loin du déploiement à grande échelle, mais il vient de franchir une étape importante : les premiers essais en conditions réelles se sont révélés concluants, a annoncé l’entreprise.

Des essais réussis

Les essais ont eu lieu du 2 au 11 janvier dans un lac de la province du Fujian. Baptisé « Dongchu n° 1 », le prototype a été immergé à 65 mètres de profondeur et exploité en continu pendant dix jours. Plus de 100 cycles de charge et de décharge ont été réalisés, permettant de valider la résistance mécanique de la sphère, la stabilité de la pression interne et la fiabilité du passage entre pompage et production électrique en conditions réelles.

Après cette réussite, Dongfang peut désormais envisager d’augmenter la puissance du système. Le prototype actuel fonctionne à l’échelle du kilowatt, l’entreprise n’ayant pas précisé ses dimensions ni sa capacité exacte. À terme, l’objectif est de déployer des unités modulaires à l’échelle du mégawatt, capables de fonctionner à des profondeurs plus importantes. Cette technologie vise principalement les parcs éoliens offshore, les micro-réseaux insulaires et les zones côtières dépourvues de relief nécessaire aux STEP classiques.

Un projet en dehors de la Chine

La Chine n’est pas le seul pays à tester cette approche de sphères immergées. En Europe, l’institut allemand Fraunhofer IEE a développé le projet « Stored Energy in the Sea », adapté à plusieurs centaines de mètres de profondeur, avec une capacité de stockage estimée à 400 kWh. Des essais ont déjà eu lieu dans le lac de Constance, et un projet pilote est prévu cette année près de Long Beach, en Californie.

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Sur le papier, l’Afrique dispose d’un potentiel élevé pour le développement de l’hydrogène vert. Dans la réalité, cependant, les conditions du continent restent encore très loin de favoriser l’essor de cette nouvelle filière.

En matière d’hydrogène vert, il semblerait que l’Afrique veut courir avant d’apprendre à marcher. C’est en tout cas le constat effectué par le Conseil des industries de l’énergie (EIC) dans un récent rapport. Malgré les ambitions élevées du continent, la réalité industrielle reste extrêmement limitée. En effet, si les capacités de production annoncées atteignent environ 38 GW, dans les faits, seulement 17 MW sont aujourd’hui réellement en exploitation.

À ce jour, seuls deux projets en Namibie ont été mis en service, tandis que 76 autres, majoritairement situés en Égypte, au Maroc et en Afrique du Sud, restent pour la plupart au stade d’études préliminaires ou d’annonces politiques. Face à cet immense fossé entre ambitions et réalité, l’EIC préconise de ralentir le rythme des grands projets d’hydrogène vert. « Il faut arrêter de se lancer dans des mégaprojets », conclut le rapport.

Une filière qui risque de stagner

Selon l’EIC, le développement de l’hydrogène vert en Afrique pourrait rester bloqué si le continent continue à viser directement des projets d’exportation massifs sans avoir posé les bases nécessaires sur place. En effet, bon nombre des centrales prévues sont destinées à alimenter de grands marchés étrangers, en Europe et en Asie.

L’organisme recommande ainsi de changer de priorité en développant d’abord une consommation locale de l’hydrogène vert. Cela passe notamment par des usages concrets et existants. Ces marchés locaux, même de petite taille, permettent de créer une demande stable et crédible. Le rapport insiste surtout sur la nécessité d’un développement progressif. L’idée est de commencer par des projets de taille raisonnable, capables de démontrer leur viabilité technique et économique, avant de monter en puissance. Ce n’est qu’une fois ces premières étapes franchies que l’exportation à grande échelle devient envisageable et plus réaliste.

Encore des obstacles difficiles à franchir

L’Afrique possède des atouts pour développer l’hydrogène vert, comme l’abondance des ressources solaire et éolienne, ainsi que la proximité avec l’Europe. Pourtant, plusieurs obstacles freinent le développement de la filière. Les réseaux électriques risquent d’être faibles et insuffisants, et la concurrence avec la consommation locale peut être forte, surtout dans les pays où la production nationale est déjà limitée.

Par ailleurs, les capacités portuaires sont limitées et peu adaptées au transport d’hydrogène. Et même les projets de gazoducs transcontinentaux ne pourront se concrétiser que si les premières phases sont commercialement viables et si des mécanismes de financement solides sont en place. Sans ces garanties, ces infrastructures ne deviendront jamais des projets réels.

Sans oublier que l’accès à l’eau est souvent difficile en Afrique. Le recours au dessalement peut être possible, mais cela augmenterait les coûts, la complexité des projets et les besoins énergétiques. À cela s’ajoute un gros problème financier : l’absence de contrats d’achat fermes sur le long terme, indispensables pour sécuriser les investissements.

Pour toutes ces raisons, le rapport recommande que l’Afrique commence par des plus petits projets avant de viser des ambitions à grande échelle.

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