L’est de la France est-il assis sur un trésor décarboné ? Vingt ans après la fermeture du dernier puits d’extraction du charbon, la Lorraine pourrait trouver un nouveau souffle grâce à la potentielle plus grande réserve d’hydrogène au monde. Un nouveau forage à plus de 3600 mètres de profondeur vient de renforcer cette promesse.  

Depuis plusieurs années, des indices laissent à penser qu’il pourrait y avoir, dans les sous-sols de la Moselle, l’une des plus vastes réserves d’hydrogène naturel au monde. Tout a commencé il y a bientôt trois ans, quand la Française de l’Énergie (FDE) a découvert de l’hydrogène dissous dans de l’eau à plusieurs centaines de mètres de profondeur, en cherchant du méthane. Depuis cette première découverte, les recherches et analyses vont bon train pour caractériser cette réserve.

Dans ce contexte, les équipes de la FDE ont construit une plateforme de forage de 41 mètres de haut dans le petit village de Pontpierre, à une quarantaine de kilomètres à l’est de Metz. Les premiers relevés de 2023, réalisés dans le puits de Folschviller, avaient atteint 1100 mètres de profondeur. Grâce à cette nouvelle plateforme, la FDE a pu forer jusqu’à une profondeur de 3655 mètres. Ce forage a permis de confirmer la présence importante d’hydrogène à plusieurs profondeurs. Ces nouvelles données viennent conforter la possibilité qu’il s’agisse de la plus grosse réserve d’hydrogène naturel au monde.

Une réserve inépuisable ?

Pour aller encore plus loin, d’autres puits d’évaluation sont en cours de préparation. D’ailleurs, la FDE possède un permis exclusif de recherche portant sur plus de 300 communes, pour une superficie de 2254 kilomètres carrés. Si les estimations se confirment, la quantité d’hydrogène située dans le sous-sol de la Moselle pourrait atteindre 34 millions de tonnes, soit un tiers de la consommation annuelle mondiale. Pour en profiter, il va falloir mettre au point des solutions technologiques permettant d’extraire l’hydrogène de l’eau, ce qui n’est pas chose aisée.

Néanmoins, le jeu en vaut la chandelle. C’est d’autant plus vrai que, contrairement aux réserves fossiles comme le gaz ou le pétrole, ces réserves d’hydrogène pourraient se régénérer à mesure de l’extraction. Selon les dernières hypothèses, l’hydrogène présent dans le sous-sol serait issu de la rencontre entre des molécules d’eau et des carbonates de fer présents dans les minéraux du sous-sol, ce qui engendrerait une oxydation du minerai et une réduction de l’eau. C’est cette action qui entraînerait la production d’hydrogène et d’oxydes de fer.

Les carbonates de fer étant présents en grande quantité dans le sous-sol de cette région, le processus pourrait persévérer pendant des dizaines, des centaines voire des milliers d’années.

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Pendant qu’EDF doit revoir sa copie suite à de nouvelles préconisations concernant le devis des 6 EPR2, la Commission européenne compte lancer une enquête pour vérifier la conformité économique du projet. 

Dévoilé en décembre dernier, le devis d’EDF, d’un montant de 73 milliards d’euros, pour la construction des six nouveaux EPR2 devait être audité par la Délégation interministérielle du nouveau nucléaire (Dinn). Les résultats de cet audit viennent d’être présentés à Penly, à l’occasion du cinquième Conseil de politique nucléaire (CPN) présidé par Emmanuel Macron. Si les conclusions de cet audit n’ont pas été rendues publiques, on sait que ce dernier a abouti à un certain nombre de préconisations. Le CPN a demandé à EDF de les mettre en œuvre d’ici la fin de l’année 2026.

Il s’agit d’une étape cruciale, car le Conseil d’administration d’EDF doit assurer la décision finale d’investissement avant la fin de l’année 2026, pour que l’objectif de première mise en service en 2038 soit toujours d’actualité.

La Commission européenne veille au grain

D’ailleurs, le devis dévoilé par EDF en décembre dernier et surtout les moyens de financements envisagés par la France sont actuellement scrutés dans les moindres détails par la Commission européenne, qui veut s’assurer de la conformité du montage financier. Si le dossier est étudié par les différents services de la Commission depuis le 2 février, une enquête pourrait être ouverte sur le sujet à la mi-avril. S’il s’agit d’une procédure relativement classique, cette dernière pourrait durer plusieurs mois, et ainsi affecter la chronologie du projet.

Rappelons qu’Ursula von der Leyen a récemment reconnu que le détournement européen du nucléaire avait été une erreur stratégique. Sur le principe, l’Europe semble désormais favorable à une augmentation du parc nucléaire européen. En revanche, la CE devrait en particulier vérifier les contours du prêt à taux zéro que l’État devrait accorder à EDF pour la construction des 6 EPR2. Ce prêt pourrait couvrir jusqu’à 60% du projet. Le reste du budget devrait notamment être couvert par un Contract for difference d’une durée de 40 ans. Face à l’envergure du projet et à son risque financier, le soutien de l’État pour un tel projet semble plus qu’indispensable.

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Si vous voulez payer moins cher votre facture d’énergie, déménagez dans le Cantal ! À force d’abnégation et d’expérimentations, un ancien Lyonnais a réussi à réduire au minimum ses différentes factures en rénovant sa maison. Voici ses secrets. 

Pour Didier Flipo, la situation du détroit d’Ormuz n’est que le cadet de ses soucis, et pour cause. Voilà plus de 10 ans que cet habitant du Cantal s’évertue à construire un havre de tranquillité, à l’abri des tracas du monde, et surtout des variations du prix de l’énergie. Pour y parvenir, il ne cesse d’expérimenter pour rendre sa maison la plus résiliente possible, et ça marche. En combinant isolation de qualité et poêle de masse (aussi appelé poêle à accumulation), il a réussi à réduire sa facture de chauffage à une peau de chagrin.

Outre l’isolation de son logement, réalisée en laine de bois et en ouate de cellulose, c’est le poêle de masse qui en fait l’originalité. D’inspiration finlandaise, ce poêle à bois permet de maintenir une température intérieure constante de 19°C, même durant les froides nuits du Cantal. Grâce à une conception bien précise, l’énergie dégagée par un feu d’une heure par jour, qui atteint 1 200 °C, est stockée dans ses briques réfractaires puis redistribuée dans tout le logement pendant 24 heures. Le poêle est alimenté grâce à des croûtes de scierie obtenues à 25 €/m³, pour environ 4 m³ consommés chaque année.

La construction d’un tel poêle représente un investissement important. Didier Flipo estime le coût de son installation à environ 10 000 € en auto-installation. Mais selon ses dires, l’ensemble aurait été rentabilisé en 7 ou 8 ans.

La résilience, un travail à plein temps ?

Didier Flipo ne s’est d’ailleurs pas arrêté là. Il a également mis en place une installation photovoltaïque associée à des batteries acide-plomb qui lui permettent de réduire par deux sa facture d’électricité. Enfin, des panneaux solaires thermiques permettent d’obtenir de l’eau chaude à moindre effort.

Il faut bien l’admettre, rendre sa maison résiliente n’est pas une simple formalité, mais plutôt un engagement sur le long terme. Comme évoqué lors d’une présentation vidéo de sa maison, prendre la voie de la résilience, c’est choisir l’expérimentation au quotidien, en particulier dans le cadre de la rénovation d’un logement. Il faut pouvoir s’adapter aux caractéristiques intrinsèques du bâtiment, mais aussi de son environnement. Dans ces conditions, difficile de ne pas mettre la main à la patte. D’ailleurs, l’utilisation de « systèmes alternatifs » demande souvent une organisation minutieuse au quotidien pour fonctionner parfaitement. Le poêle doit être allumé de manière régulière, les toilettes sèches entretenues, les réserves d’eau de pluie vérifiées et les batteries contrôlées.

Chronophage, ce mode de vie paraît peu compatible avec le quotidien du plus grand nombre, et se montre difficile à transposer aux zones urbaines. Néanmoins, les éclaireurs de la résilience, comme Didier Flipo, ont le mérite de débroussailler le champ des possibles, et de nous transmettre les idées qui fonctionnent le mieux, et permettent ainsi à chacun d’alléger sa facture en fonction de ses possibilités et de ses moyens. D’ailleurs, Didier Flipo et son collègue Rémi Richart ont partagé leurs quelque 25 années d’expérience en la matière dans le livre Maison résiliente, aux éditions Terran.

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Si l’Europe a changé son fusil d’épaule concernant la fission nucléaire, elle a également décidé de saisir le sujet de la fusion nucléaire à bras le corps pour gagner en indépendance énergétique. Elle compte ainsi multiplier les subventions pour devenir le premier continent à injecter de l’électricité produite grâce à la fusion sur son réseau.

La Commission européenne vient de dévoiler le budget de son programme Euratom, pour soutenir le secteur du nucléaire en 2026 et 2027. Sur une enveloppe totale de 330 millions d’euros, 222 millions d’euros seront consacrés au développement de la fusion nucléaire.

En pratique, ce budget conséquent devrait permettre l’établissement d’un nouveau partenariat public-privé à l’échelle européenne dans le domaine de la fusion. Ce partenariat doit contribuer au développement de cette technologie, mais également à la création d’une chaîne d’approvisionnement européenne. En parallèle, une partie de cette enveloppe devrait permettre le soutien des start-up européennes émergentes dans le domaine, afin de les porter à maturité. Enfin, des aides financières seront accordées pour la recherche fondamentale sur le sujet.

La fusion, un espoir majeur pour le continent européen

Ce n’est pas un hasard si l’Europe accélère sur le sujet de la fusion nucléaire. Habituellement considéré comme un projet de recherche sur le long terme, la fusion nucléaire suscite de plus en plus d’espoirs à mesure que la recherche avance et que les besoins en énergie décarbonée augmentent. De nombreux laboratoires et start-ups travaillent d’arrache-pieds à travers le monde pour concrétiser la production d’électricité à partir de la fusion d’un atome de deutérium et d’un atome de tritium.

Pour l’Europe, il ne s’agit pas d’un simple développement technologique. La fusion nucléaire représente l’espoir d’une souveraineté énergétique retrouvée. En effet, contrairement à la fission nucléaire ou aux énergies fossiles, les ressources nécessaires à la fusion nucléaire sont plus disponibles, même sur le territoire européen. Par conséquent, cette technologie permettrait à l’Europe de moins subir les influences internationales en matière d’énergie.

Pour le moment, le Vieux Continent est particulièrement dépendant du reste du monde. Pour s’en convaincre, il suffit d’observer l’explosion des prix de l’énergie depuis le blocage du détroit d’Ormuz.

Le projet ITER est-il encore dans la course ?

Reste désormais à savoir quand aura lieu la première injection d’électricité issue de la fusion nucléaire sur un réseau national. Face aux nombreuses startups qui semblent en avance sur le sujet, on peut se demander si le projet ITER est encore dans la course. Si le début des opérations de recherche est annoncé pour 2034, la première réaction de fusion n’est pas attendue avant 2039. En parallèle, certaines startups paraissent plus avancées, ayant annoncé un début d’injection d’électricité issue de la fusion en 2028 pour Helion Energy, ou début 2030 pour Commonwealth Fusion Systems (CFS), Tokamak Energy et General Fusion.

D’ailleurs, le projet ITER n’a pas vocation à injecter du courant sur le réseau français. Pour cela, il faudra attendre le démonstrateur DEMO qui devrait injecter du courant sur le réseau à l’horizon 2050. Néanmoins, il faut garder à l’esprit que le cadre du projet ITER dépasse la simple réaction de fusion, et met en place les bases d’une filière électrique robuste reposant sur la fusion nucléaire. Il devrait ainsi permettre une intégration et une industrialisation de ce procédé à grande échelle.

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Une cimenterie belge a décidé de prendre le sujet de la décarbonation à bras le corps, en visant le zéro émission d’ici 2030. Pour y parvenir, elle vient d’inaugurer la plus grande centrale solaire flottante en autoconsommation d’Europe. 

Avec ses 31 MWc de puissance, cette nouvelle centrale photovoltaïque installée sur un lac artificiel de 55 hectares est très loin des plus grandes centrales flottantes au monde. Néanmoins, il s’agit de la plus grande centrale flottante d’Europe dédiée à l’autoconsommation. La production électrique, estimée à 30 GWh/an, des 55 000 panneaux sera dédiée à l’alimentation de la cimenterie Holcim de la ville d’Obourg.

Installée sur un ancien site d’extraction de craie réhabilité en lac, la centrale est dotée de panneaux bifaciaux qui profiteront de la réflexion du soleil sur la surface de l’eau, augmentant ainsi sa production. L’intégration paysagère du site a été particulièrement soignée, avec un forage dirigé de 700 mètres de long entre la centrale et le poste de transformation et ses 64 onduleurs.

Réduire les émissions de la production de ciment

Inaugurée quelques jours après une visite du roi des Belges sur le site d’Holcim, la centrale fait partie d’un projet plus vaste appelé GO4ZERO. Comme son nom l’indique, l’objectif de ce projet est simple : atteindre le zéro émission d’ici 2030/2031. Pour réussir cette ambitieuse mission, Holcim compte employer toute une série de technologies destinées à réduire l’impact carbone de ses procédés de fabrication.

Ces évolutions technologiques commencent dès la production de clinker qui sera obtenue par voie sèche plutôt que par voie humide. Dans le même temps, l’acheminement de ce clinker se fera en train pour limiter les émissions.

Les processus de chauffage seront également optimisés avec le recours à la biomasse, mais également à l’oxycombustion, une technique qui consiste à remplacer l’air ambiant par le dioxygène lors de la combustion. Enfin, des techniques de captage et de stockage du CO₂ émis lors du processus seront mises en place. L’ensemble de ces évolutions technologiques sera concrétisé à travers une usine flambant neuve qui devrait bientôt être mise en service. Grâce à elle, Holcim espère produire 2 millions de tonnes de ciment décarboné par an.

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Plus impressionnant que le Charles de Gaulle à tout point de vue, le futur porte-avions français, désormais appelé France Libre, sera doté des plus puissants réacteurs nucléaires navals français. Baptisé K22, ce réacteur équipera également les futurs sous-marins nucléaires lanceurs d’engins. 

Tout s’accélère, depuis quelques mois, autour de la construction du futur porte-avions français récemment baptisé France Libre. Plus long, plus large et plus lourd que l’actuel Charles de Gaulle, il aura besoin d’un mode de propulsion plus puissant que ce dernier. C’est donc tout naturellement que les équipes de Naval Group, de Framatome et de TechnicAtome se sont attelées à la conception d’une nouvelle chaufferie nucléaire dès 2020. Le France Libre devrait être équipé de 2 réacteurs nucléaires K22, pour une puissance cumulée de 450 MW thermique, soit 50% de plus que les deux réacteurs K15 du Charles de Gaulle.

Malgré un poids estimé à 75 000 tonnes en déplacement, soit 1,8 fois plus que l’actuel porte-avions, ces deux nouvelles chaufferies permettront au navire d’atteindre une vitesse supérieure à 27 nœuds, soit l’équivalent de 50 km/h.

6 à 8 réacteurs K22 à construire

Le France Libre ne sera pas le seul à profiter de ces nouveaux réacteurs nucléaires K22. Ces derniers vont également équiper la troisième génération de sous-marins nucléaires lanceurs d’engins (SNLE), classe L’Invincible. Le premier des 4 SNLE 3G prévus est déjà en construction aux chantiers de Naval Group de Cherbourg depuis mars 2024.

Concernant les chaufferies nucléaires du PA-NG, la première soudure de l’enceinte de confinement a eu lieu en septembre dernier à Indret. Si tout se passe comme prévu, la construction du porte-avions devrait débuter en 2031 à Saint-Nazaire, pour une mise en service prévue en 2038.

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Entre flambée du prix de l’énergie et inaction du gouvernement dans un contexte géopolitique tendu, les prochaines semaines s’annoncent compliquées pour la grande majorité des Français. Et si la réponse à cette dépendance énergétique était électrique ? 

Depuis le 28 février dernier, l’offensive militaire menée par Israël et les USA contre l’Iran fait exploser les prix de l’énergie. Si le gaz est encore loin des niveaux historiques atteints au début de la guerre en Ukraine, les conséquences de cette flambée des prix se font déjà ressentir pour les Français.

Pour s’en convaincre, il suffit de se rendre à la station-service la plus proche, et de jeter un œil aux tarifs affichés sur les totems. Si la hausse du prix du gaz résidentiel est encore minime, avec une augmentation de 4,3 % par rapport à février, la situation est déjà critique pour de nombreuses professions dans le secteur de l’industrie, de l’agriculture, de la pêche ou du transport.

Le temps du quoi qu’il en coûte est révolu

Pour tenter de stopper l’hémorragie, le gouvernement a prévu un certain nombre de mesures à destination des professionnels. Les pêcheurs pourront bénéficier d’un étalement des échéances fiscales, ainsi que des prêts de trésorerie garantis par Bpifrance. Les aides sont plus ou moins similaires pour les entreprises du transport, à savoir un report des cotisations sociales avec délai de paiement, sans frais ni majoration. En parallèle, le gouvernement a demandé aux principaux distributeurs français de carburant d’augmenter, dans la mesure du possible, leur production de produits raffinés, tout en faisant un effort afin de réduire les prix dès que c’est possible.

Pour autant, le gouvernement n’envisage aucune aide directe sur le prix de l’énergie, que ce soit sous forme d’une réduction des taxes ou de la mise en place d’un bouclier tarifaire. Toujours selon le gouvernement, la politique du quoi qu’il en coûte n’est plus d’actualité, du fait d’une situation budgétaire trop contraignante. Maud Bregeon a ainsi déclaré sur BFMTV que « le scénario d’une baisse des taxes n’est pas envisagé à l’heure où on se parle ».

Profiter de la stabilité électrique française

La ministre déléguée chargée de l’Énergie a également rappelé que cette hausse du coût de l’énergie était due à la trop grande dépendance de la France envers les énergies fossiles, et sortir de cette dépendance était une urgence absolue.

Il faut bien reconnaître que la fragilité du contexte économique actuel est en grande partie due aux difficultés de transport des énergies fossiles. Une électrification des usages, et en particulier de la mobilité, permettrait de redonner à la France une plus grande souveraineté. Cette électrification permettrait de limiter les impacts de situations géopolitiques tendues comme l’actuelle guerre en Iran, protégeant ainsi le pouvoir d’achat des Français. Il ne reste plus qu’à rendre plus abordables les moyens de transports électrifiés.

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Toujours plus abordables, les cellules photovoltaïques se déclinent désormais sur presque tout type de support, en particulier dans le domaine du bâtiment. Dernier exemple en date : des volets coulissants capables de produire de l’électricité, sans compromettre l’architecture des bâtiments. 

Voilà plus de 50 ans que les volets roulants ont peu à peu remplacé les volets traditionnels à double battant, notamment grâce à l’évolution des matériaux et à leurs meilleures performances en termes d’isolation thermique. Il existe également un autre type de volet aujourd’hui moins répandu : le volet coulissant. Celui-ci a un avantage esthétique indéniable, et est souvent utilisé par les architectes pour rythmer les façades de bâtiments grâce à l’emploi de matériaux spécifiques.

Le volet coulissant solaire / Image : Ehret.

La popularité de ce type de volet pourrait bientôt augmenter drastiquement grâce à une innovation signée EHRET. Le spécialiste allemand des volets en aluminium vient de dévoiler le SolarSlide, un volet coulissant équipé de cellules photovoltaïques. Au cœur de cette innovation, on retrouve un ensemble de cellules photovoltaïques prises en sandwich entre deux vitres qui peuvent être colorées. L’ensemble permet d’obtenir un résultat opaque ou semi-transparent, en fonction de la vision de l’architecte.

Surtout, le volet peut produire de l’électricité grâce au raccordement à un onduleur pour une intégration bâtiment, ou à un micro-onduleur directement intégré dans le vantail pour les solutions plug-and-play.

La production décarbonée s’invite dans tous les aspects de l’architecture

Côté performance, Ehret annonce 141 Wc/m². On est loin des quelque 230 Wc/m² que l’on retrouve dans la plupart des panneaux solaires standards actuels. Néanmoins, l’essentiel n’est pas là. Ce volet photovoltaïque est un signal de plus que la production d’énergie s’intègre de plus en plus dans l’architecture et la construction en général.

Tout comme les tuiles, les garde-corps ou les vitrages solaires, cette solution devrait permettre une production électrique toujours plus proche des lieux de consommation pour les usages tertiaires ou résidentiels. Associé à des batteries de stockage, ce type de technologie laisse imaginer un avenir relativement proche dans lequel bâtiments et logements seraient autonomes en énergie. Reste désormais à savoir si leur intégration sera rendue possible sans faire exploser les budgets de construction et si elle n’imposera pas de coûteuses opérations d’entretien liées au câblage et à la présence d’un micro onduleur. Concernant ces volets coulissants, Ehret n’a pas dévoilé de tarif.

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Entre les stocks de combustibles nucléaires usés qui s’accumulent et les risques de pénuries d’uranium naturel avant la fin du siècle, il devient impératif de trouver une solution pour mieux recycler et réutiliser les combustibles nucléaires usés. Pour cela, la France vient de relancer un programme de fermeture du cycle du combustible nucléaire qui devrait aboutir à la construction d’un nouveau réacteur à neutrons rapides. 

La construction des trois nouvelles paires d’EPR2 n’est que la partie émergée de la relance du nucléaire. En réalité, c’est toute une filière qui se remet en mouvement, et avec elle l’espoir de la fermeture du cycle du combustible nucléaire. Chimère pour les uns, espoir pour les autres, cette fermeture du cycle du combustible permettrait à la France de réutiliser une grande partie de son stock de combustibles usés, actuellement stocké pour une grande part à La Hague.

Présentement, la France recycle déjà une partie de son combustible nucléaire usé sous forme de MOX. Mais la politique française en la matière est axée sur le monorecyclage. Pour aller plus loin, l’Elysée a lancé, en mars 2025, un programme de fermeture du combustible, qui vise à réduire drastiquement les besoins de la France en uranium naturel. Un an plus tard, EDF, Orano, Framatome et le CEA viennent de dévoiler leur feuille de route sur le sujet, avec d’abord une phase d’étude de 4 ans, puis le lancement de la construction d’un prototype de réacteur à neutrons rapides à l’horizon 2030.

Le mirage du réacteur à neutrons rapides

Depuis les années 50, la France n’a cessé de faire des recherches sur la fermeture du cycle du combustible nucléaire, grâce à la technologie des réacteurs à neutrons rapides. Ces recherches se sont d’abord concrétisées avec la mise en service, en 1957, du réacteur expérimental Rapsodie.

Quelques années plus tard, la France a ensuite lancé Phénix, un démonstrateur industriel de 250 MWe testé comme surgénérateur de plutonium. En d’autres termes, ce réacteur avait la capacité de produire plus de plutonium qu’il n’en consomme. Quelques années plus tard est construit Superphénix, un réacteur de 1200 MWe censé permettre la valorisation de l’uranium 238. Néanmoins, de nombreux incidents techniques viennent entacher sa carrière, qui se terminera de manière prématurée à cause de ses coûts excessifs et de sa faible rentabilité. Enfin, en 2019, le prototype censé succéder à Superphénix, appelé ASTRID est finalement arrêté faute de financements clairs, dans un climat d’incertitude concernant le nucléaire.

Une vision sur le long terme

Depuis, la situation a bien changé. Avec la relance du nucléaire et les projets de construction de nouveaux réacteurs, il faut de nouveau se pencher sur les imposants stocks d’uranium 238 qui ne demandent qu’à être utilisés. Sur le papier, les réacteurs à eau pressurisée (REP) et les réacteurs à neutrons rapides (RNR) fonctionnent ensemble. Si les réacteurs à neutrons rapides permettent d’utiliser le combustible usé par les réacteurs à eau pressurisée, ces derniers produisent le plutonium nécessaire au démarrage des premiers.

Les recherches quant à la réutilisation de cet uranium sont d’autant plus importantes que de potentielles difficultés d’approvisionnement en uranium naturel à l’horizon 2070 font de plus en plus sens. Avec le programme de fermeture du cycle du combustible, le Conseil politique nucléaire vise la construction d’un premier réacteur nucléaire à neutrons rapides à l’horizon 2050. L’objectif est clair : passer à la phase industrielle pour la deuxième partie du siècle.

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Dualsun vient de publier les analyses de ses premières installations solarthermiques et les résultats sont très encourageants. Le fabricant français de panneaux solaires évoque une efficacité 30% supérieure aux PAC air/eau traditionnelles. 

Imaginez une installation qui permet de produire du chauffage, de l’eau chaude et de l’électricité de manière décarbonée. C’est, en substance, ce que propose le fabricant français Dualsun avec son installation appelée MAX. Issu d’un partenariat avec l’entreprise guérandaise Arktos, le système MAX est composé d’une pompe à chaleur associée à des panneaux solaires hybrides Spring 4.

Pour permettre un fonctionnement optimal avec la pompe à chaleur d’Arkteos, Dualsun a modifié son panneau hybride en y ajoutant des ailettes sur la partie arrière. Ces dernières augmentent la surface d’échange avec l’air pour atteindre les 6 m². De ce fait, ces panneaux solaires affichent les caractéristiques suivantes :

• 425 Wc de puissance photovoltaïque avec un rendement de 21,80% grâce aux cellules TOCon,
• 895 Wth de puissance thermique,
• Des dimensions de 172 cm par 113 cm.

Le bilan carbone des panneaux est estimé à 10 g eqCO₂/kWh.

Une maison référence dans les Vosges

Pour mettre en avant cette innovation 100% française, Dualsun a analysé les données de consommation de quelques-unes de ses installations en prenant pour référence une maison située dans les Vosges, à Chavelot. C’est le site qui a vécu les températures les plus froides avec une température de base de  -15°C. Cette dernière était précédemment équipée d’une chaudière au fioul alimentant le chauffage et l’eau chaude sanitaire. Dualsun en a profité pour comparer les résultats de son installation aux résultats de l’ADEME en ce qui concerne les PAC air/eau traditionnelles.

Les économies qui ont été réalisées sont impressionnantes. Voilà les résultats relevés :

Été :

• 391 € pour la chaudière au fioul,
• 19 € pour une PAC air/eau classique,
• 0 € pour l’installation MAX

Hiver : 

• 1179 € pour la chaudière au fioul,
• 649 € pour une PAC air/eau classique,
• 524 € pour l’installation MAX.

Pour la première année complète de fonctionnement de l’installation, Dualsun évoque une économie de 70 % par rapport à la chaudière au fioul. Pour obtenir de tels résultats, la maison de 100 m² a été équipée d’une pompe à chaleur Arkteos de 9 kW, associée à 15 panneaux hybrides Spring 4, pour une puissance électrique totale de 6,3 kWc.

Une solution 100 % française

Difficile d’exister, sur le marché du photovoltaïque, face à la concurrence chinoise. Plusieurs fabricants français ont d’ailleurs fini par mettre la clé sous la porte, comme Systovi ou Photowatt. Pour tenir le coup, Dualsun joue la carte de l’innovation en proposant des panneaux hybrides, globalement moins répandus que les panneaux photovoltaïques simples.

Sur le papier, le système MAX proposé par Dualsun a tout pour plaire. Il reste à savoir si cette solution trouvera sa place sur le marché, malgré un investissement assez élevé. On parle de plus de 30 000 € pour l’installation d’une PAC de 6 kW associée à 14 panneaux, hors aides.

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Après de récents rapports sur l’hydrogène, ou la gestion d’EDF, la Cour des comptes vient de s’attaquer au soutien public de projets de production d’énergies renouvelables (ENR). Dans son rapport, la Cour des comptes est catégorique : l’impact financier des ENR sur les dépenses publiques est trop important. Mais les syndicats des ENR ne sont pas du même avis. 

La Cour des comptes a passé en revue les aides publiques relatives aux énergies renouvelables, et comme à son habitude, elle a donné son avis tranché sur la situation. Selon l’institution française, le montant de ces aides est trop élevé, en particulier compte tenu de l’état des finances du pays. Il faut dire que sur les huit dernières années, la note a été particulièrement salée. Entre 2016 et 2024, la Cour des comptes a relevé un total de 26,5 milliards d’euros de dépenses, soit en moyenne 2,9 milliards d’euros par an. Ce montant est associé à quelque 87 milliards d’euros d’engagements financiers à long terme.

L’impact du soutien aux ENR est particulièrement variable d’une année à l’autre. En 2022, du fait des prix très élevés de l’énergie, les énergies renouvelables ont même rapporté près de 5 milliards d’euros à l’État. Mais certaines années, la situation est bien plus compliquée. Face à ces montants, la Cour des comptes a fait plusieurs recommandations, à savoir :

• Réaliser un état des lieux des différentes aides avec un audit mené par la CRE,
• Introduire des clauses de révision dans les prochains contrats, pour permettre une mise à jour des conditions en fonction de l’évolution du contexte économique,
• Renforcer le contrôle des producteurs d’énergies renouvelables pour éviter les fraudes.

Un rapport critiqué par les principaux concernés

Sur le papier, ce rapport semble prêcher le bon sens en proposant une analyse et une rationalisation des différentes aides financières destinées aux producteurs d’énergie renouvelable, afin d’éviter les abus sans remettre en question l’objectif zéro carbone à l’horizon 2050. Néanmoins, le Syndicat des énergies renouvelables (SER) et France Renouvelables ont tout de même tenu à y réagir pour défendre une filière qui a plus que jamais besoin de soutien.

De son côté, le SER a souhaité mettre en perspective les 2,9 milliards d’euros dépensés par an pour les énergies renouvelables, avec les 60 milliards d’euros dépensés chaque année en énergies fossiles. Le SER a d’ailleurs rappelé qu’en 2022, les ENR ont rapporté plusieurs milliards d’euros à l’État tandis que les dépenses en énergies fossiles ont atteint la bagatelle de 124 milliards d’euros. Le SER a également rappelé que la recommandation de la Cour des comptes concernant la lutte contre les fraudes se basait sur 849 suspicions d’écart entre puissance déclarée et puissance réelle. Toujours selon le SER, ces suspicions de fraude ne représentent que 0,1 % des quelques 700 000 contrats de soutiens publics en vigueur.

Enfin, France Renouvelables a déploré un cadre de développement des projets ENR de plus en plus complexe. Selon le syndicat, la France a le cadre le plus contraignant de toute l’Europe, ce qui a nécessairement un impact négatif sur la compétitivité des projets, leur coût au mégawattheure et donc sur les besoins de soutiens publics. Dans ces conditions, le syndicat propose d’aller plus loin qu’un état des lieux des aides publiques, et souhaite une analyse du cadre de développement des projets ENR en France pour en améliorer la compétitivité, et donc réduire les besoins de soutien public.

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La bataille continue, entre l’administration Trump et les parcs éoliens offshore. Cette fois, c’est le secteur éolien qui a remporté une bataille grâce à la mise en production d’un parc de plus de 700 MW. 

Depuis son retour à la Maison-Blanche, le président américain Donald Trump mène un combat acharné contre l’éolien, et en particulier l’éolien en mer. Déterminé à empêcher le développement de ces parcs, il a récemment tenté de faire annuler cinq projets en cours de construction sur la côte atlantique en invoquant des problèmes de sécurité nationale.

Il aura fallu un mois à la Justice américaine pour révoquer cette suspension, et permettre la reprise des projets. Les différents porteurs de projet y auront laissé des plumes, à l’image de l’immense Coastal Virginia Offshore Wind, d’une puissance de 2,6 GW, qui a perdu 228 millions de dollars suite à cette suspension. Néanmoins, l’essentiel est préservé, et les parcs pourront bientôt être mis en service.

D’ailleurs, le parc offshore de Rhode Island vient de commencer à produire de l’électricité. Appelé Revolution Wind, ce parc d’une puissance de 704 MW et de 65 éoliennes devrait être entièrement mis en service au second semestre 2026.

Des dégâts importants pour tout le secteur de l’éolien

Malgré ces nouvelles encourageantes, les attaques diverses et variées ont fortement affaibli le secteur de l’éolien offshore. La situation est notamment due aux nouvelles autorisations fédérales qui sont bloquées. Selon les chiffres, on compterait entre 60 et 100 grands projets éoliens ou photovoltaïques par l’administration.

Certains grands projets de par n’ont pas résisté aux attaques incessantes du président américain. C’est le cas de Atlantic Shores Offshore Wind qui a finalement été annulé en août dernier. Le parc Humboldt Bay Offshore Wind pourrait, lui aussi, mettre la clé sous la porte avec la suppression de près de 422 millions de dollars de subventions sur un budget total de 5 milliards de dollars.

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Pour produire de l’électricité grâce à la force de l’eau, il n’y a pas que les grands barrages alpins. La France possède un grand nombre de petites centrales hydroélectriques qui ne demandent qu’à être rénovées. C’est exactement ce que fait un producteur d’énergie français, spécialisé dans les énergies renouvelables. 

Il y avait de l’agitation, en ce début mars, dans le petit village de Colombier-Fontaine (Doubs). Les habitants ont pu assister à l’installation de deux turbines Kaplan de 11 tonnes pour leur future centrale hydroélectrique. Alimentant autrefois une usine de tissage et filature de coton, elle aura résisté à l’arrêt définitif de cette dernière en 1971. Rachetée en 2015 par Dream Energy, elle est mise à l’arrêt en 2017 suite à un incendie accidentel.

Des batteries dans l’ancienne filature de coton

Pour la remettre en fonctionnement et même augmenter sa puissance, Dream Energy n’a pas hésité à y investir près de 3 millions d’euros. Cette rénovation d’ampleur, qui nécessite l’assèchement provisoire du bras du Doubs sur lequel se trouve la centrale, a débuté en aout 2025. Maintenant que les deux turbines de 250 kW chacune sont en place, Dream Energy va poursuivre la rénovation en espérant une mise en service en septembre prochain. En plus du remplacement des turbines, le projet comprend une passe à poisson et même un parcours de canoë-kayak.

À terme, le site devrait produire cinq fois plus d’électricité qu’avant pour atteindre 3 gigawattheures (GWh) annuels. C’est l’équivalent de la consommation annuelle de 5 bornes de recharge ultra-rapide 200 kW avec un taux d’utilisation d’environ 30 %, selon nos calculs. D’ailleurs, Dream Energy ne compte pas s’arrêter là et envisage de réinvestir les bâtiments de l’ancienne filature pour y installer des batteries de stockage. Celles-ci permettront d’optimiser la réinjection de l’électricité produite. C’est d’autant plus important que la production devrait varier au fil des saisons, car le site ne dispose pas de retenue d’eau.

Dream Energy n’en est pas à son coup d’essai

Avec ce projet de rénovation, Dream Energy n’en est pas à son coup d’essai. L’entreprise française a un positionnement unique : elle ambitionne d’installer 4000 points de recharge pour voitures électriques en Europe d’ici 2030, et de les alimenter grâce à un maximum de sites de production d’électricité décarbonée. Pour atteindre cet objectif, l’entreprise a déjà mis en œuvre de nombreux parcs photovoltaïques, et possède plusieurs microcentrales hydroélectriques.

Il y a déjà quelques années, elle avait remplacé les turbines d’une centrale située à Perrigny-sur-l’Ognon, en Côte-d’Or, pour faire passer la production de 0,9 GWh à 2,3 GWh. Elle a également fait l’acquisition du barrage de Baccarat, construit en 1927 et rénové en 2012.

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Le volte-face est saisissant. Longtemps considéré comme une source d’énergie presque anecdotique à l’échelle de la planète, le nucléaire poursuit son retour en force. Preuve de cette nouvelle dynamique, de nouveaux pays viennent de rejoindre la déclaration de triplement des capacités nucléaires mondiales d’ici 2050. 

Le 2 décembre 2023, lors de la COP 28 de Dubaï, 25 pays dont la France appelaient au triplement des capacités nucléaires dans le monde entre 2020 et 2050. À l’époque, cette déclaration avait fait réagir car les signaux autour du secteur du nucléaire paraissaient contradictoires. Mais les deux dernières années ont donné raison à cette déclaration, et la liste des signataires s’est allongée.

À l’occasion du deuxième sommet pour l’énergie nucléaire, qui vient de se tenir à Paris, 5 pays supplémentaires ont ainsi rejoint la liste des signataires, à savoir la Chine, l’Afrique du Sud, la Belgique, le Brésil et l’Italie. Voici la liste complète des 38 pays ayant signé l’accord, par ordre alphabétique :

Rappelons que si cette déclaration n’est pas associée à des engagements politiques ou des calendriers, elle témoigne d’un soutien politique international en faveur du nucléaire. À l’échelle de chaque pays, cette déclaration vise à accélérer les financements publics et privés pour les projets nucléaires, ainsi qu’un développement nucléaire responsable, en phase avec les priorités de chaque pays.

Le vent continue de tourner

Ces signatures symbolisent le changement majeur qui se produit autour du nucléaire à l’échelle mondiale. Sur les cinq derniers signataires de la déclaration, deux d’entre eux avaient pourtant décidé de sortir du nucléaire. Pour l’Italie, cette décision avait été prise dès 1987 suite à l’accident de Tchernobyl. En 2011, la population était encore largement opposée au nucléaire puisqu’un référendum sur la relance du nucléaire avait été rejeté en bloc. En Belgique, la sortie du nucléaire avait été votée en 2003, mais a finalement été annulée en 2025 malgré la fermeture de quelques réacteurs.

Enfin, sur les 38 signataires, 13 ne disposent pas de réacteur en service mais ont pour projet d’en développer. On notera que la majorité de ces pays sont en Afrique, et que de grands acteurs du nucléaire comme l’Inde ou la Corée du Sud sont encore absents de cette liste, sans parler de la Russie.

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Le marché des systèmes de stockage d’énergie destinés aux particuliers continue de s’étendre. Habitué des batteries destinées aux activités en plein air, le Chinois Jackery s’attaque au marché européen avec une solution conçue dans le but d’optimiser la tarification dynamique. 

Les baisses du tarif de vente de l’électricité solaire à EDF ont ouvert un boulevard à tous les fabricants de systèmes de stockage destinés aux particuliers. Après Tesla, EcoFlow ou Revolty, c’est au tour de Jackery de saisir cette occasion en présentant le SolarVault 3. Cette solution de stockage, conçue pour le marché européen, se veut modulable et adaptable à tout type de logement. Il intègre la gestion d’une production photovoltaïque, du stockage d’énergie et une gestion optimisée par IA.

La gamme SolarVault se divise en trois modèles, adaptés à différentes configurations. Le S3 Pro affiche une puissance photovoltaïque de 4 000 W, une puissance de sortie en courant alternatif de 1 200 W et 4 MPPT pour gérer les panneaux solaires. Le modèle S3 Pro Max se distingue par une puissance de sortie plus importante atteignant 2 500 W. Enfin, un modèle appelé S3 Pro Max AC permet de gérer une production photovoltaïque via le courant alternatif, pour s’adapter à une installation déjà existante.

Dans tous les cas, la capacité de stockage varie de 2,52 à 15,12 kWh en fonction du nombre de modules installés. Jackery annonce avoir intégré dans son système de stockage une surveillance en continu de la température, ainsi qu’un système d’extinction automatique par aérosol en cas de départ de feu. La durée de vie est donnée à 15 ans, et la garantie est de 10 ans.

Des batteries de camping aux systèmes résidentiels

Lancée en 2012 dans la Silicon Valley, la marque Jackery s’est rapidement fait connaître avec le lancement, en 2016, de la gamme Explorer. Précurseur, le fabricant s’est vite accaparé le milieu de l’outdoor et du camping en proposant des produits polyvalents et faciles à transporter. Mais face à l’engouement suscité par le stockage d’électricité, Jackery a étendu son catalogue vers des produits résidentiels.

Avec cette gamme SolarVault 3, Jackery veut aider ses clients à profiter des avantages de la tarification dynamique. Le fabricant indique une compatibilité avec plus de 860 fournisseurs d’énergie, ce qui permettrait une optimisation du stockage en fonction du marché. Ce type de système, associé à une installation photovoltaïque, s’annonce comme le combo parfait pour faire des économies financières.

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EcoFlow a profité du salon italien Key Energy pour présenter sa nouvelle solution de stockage pour logements. Modulaire, ce système arrive à point nommé en France, dans un contexte de réduction des aides de l’État. 

La météo économique actuelle est porteuse pour les solutions de stockage résidentielles ! Le fabricant chinois EcoFlow vient de présenter, en Italie, sa nouvelle solution de batterie modulable résidentielle appelée Ocean 2. En son cœur, on retrouve un module de batterie LFP de 5 kWh de capacité de stockage. Évolution de la solution Ocean, cette batterie voit son taux de décharge amélioré, passant de 95 à 100 %. Elle est également plus compacte de 10 centimètres et plus légère de 10 kg. Sa puissance de décharge est affichée à 3,4 kW.

La batterie fonctionne avec un onduleur hybride disponible en six versions différentes, en fonction de la puissance de sortie (de 3 kW à 6 kW), ou de la puissance d’entrée pour l’alimentation photovoltaïque (de 9 à 12 kW). Si l’ensemble est modulable, c’est qu’il est possible d’associer l’onduleur à plusieurs batteries, faisant ainsi varier la capacité de stockage de 5 à 30 kWh. Pour faciliter l’installation dans un logement, les batteries sont empilables, ce qui limite l’emprise au sol. Selon Ecoflow, le rendement du système serait de 95 %, et sa durée de vie serait de 10 000 cycles pour une garantie de 15 ans.

Cap vers l’autoconsommation

Jusqu’à présent, la France accusait un sérieux retard sur ses voisins européens pour le déploiement de systèmes de stockage résidentiels, loin derrière l’Allemagne, l’Italie ou encore l’Autriche. Sur l’année 2022, l’Allemagne avait installé 220 000 batteries résidentielles, contre seulement 1 000 pour la France ! Mais avec la réduction drastique des aides de l’État pour le solaire résidentiel, et la baisse du prix de vente de l’électricité solaire à EDF, les systèmes de stockage résidentiels vont devenir la pierre angulaire des nouvelles installations photovoltaïques, pour optimiser la réutilisation de l’électricité solaire produite.

C’est d’ailleurs une véritable aubaine pour les fabricants de systèmes de stockage, comme EcoFlow, Bluetti ou encore Tesla, qui vont intégrer le marché français avec l’expérience acquise dans les autres pays européens. Pour l’heure, le prix du système EcoFlow Ocean 2 n’a pas encore été dévoilé, mais il est possible de faire une demande de devis sur leur site, le système devant être installé par un professionnel.

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La Chine vient de mettre en service un parc photovoltaïque hybride de plus de 6 GW. Si sa puissance suffit à susciter l’étonnement, sa localisation est encore plus surprenante.

La démesure chinoise est un sujet d’actualité quotidien, mais elle continue pourtant de nous étonner. Nouvelle preuve de ce gigantisme, le pays vient de mettre en service un projet solaire hybride d’une puissance de 6 GW près de la commune de Lingwu, dans le nord du pays. Construit en deux phases, dont la deuxième vient d’être mise en service, ce parc devrait produire environ 10,8 TWh d’électricité par an. L’électricité produite sera acheminée vers l’est du pays via la ligne HVDC Lingzhou–Shaoxing, de 800 kV et 1720 km de long.

Pour optimiser l’utilisation de l’électricité produite, le parc photovoltaïque est associé à une BESS de 600 MW de puissance pour 1200 MWh de capacité. Outre ces caractéristiques, c’est surtout la localisation du parc qui en fait sa particularité. Le parc de quelque 12 000 hectares, soit plus que Paris intra-muros, a été installé sur des zones d’affaissements miniers.

Tirer profit des affaissements miniers

En temps normal, on a tendance à implanter les moyens de production d’électricité au plus près des sites de consommation pour limiter les pertes et les coûts liés au transport. Mais du fait des spécificités de son territoire, la Chine commence à appliquer une stratégie différente. Elle met en place des moyens de production d’énergies renouvelables au niveau des sites géographiques les plus opportuns, et transporte ensuite cette électricité vers la côte Est, où se trouve la majorité de sa population et de son industrie. Pour cela, elle ne cesse de construire de nouvelles lignes HVDC qui traversent le pays d’est en ouest.

C’est ce même principe qu’elle compte appliquer sur les très nombreuses zones d’affaissement minier qui sont la conséquence d’une politique d’exploitation massive du charbon avec encore aujourd’hui 51% de la production mondiale. Cette extraction intensive de charbon a des conséquences directes sur les sols. L’exploitation souterraine a tendance à affaiblir la résistance du sol qui finit par s’affaisser. Cette situation rend bien souvent les terres en questions inutilisables pour l’agriculture à cause de la multitude de fissures, de micro-reliefs et des problèmes de tassements résiduels. En parallèle, ces affaissements ont tendance à modifier le régime des eaux souterraines, ce qui peut engendrer des zones de stagnation.

Selon un rapport sur le sujet, ces zones représenteraient une surface totale de 2 millions d’hectares, soit la superficie de pays comme la Slovénie ou Israël ! Si ces terres ne sont plus adaptées pour la production agricoles, elles sont parfaites pour la mise en place de parcs photovoltaïques qui peuvent être adaptés aux variations de terrains et mêmes aux micro tassements. Cette stratégie permet ainsi de tirer profiter de zones normalement inexploitables et ainsi réserves les terres de meilleure qualité pour l’agriculture.

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Dans un contexte de transition énergétique, d’explosion des centres de données et de tensions internationales, la course à l’énergie bat son plein. Le développement des SMR joue un rôle central dans cette bataille, mais l’Europe est à la traîne face à la Chine et aux USA. Pour revenir sur le devant de la scène, le Vieux Continent joue la carte de la coopération et veut augmenter les subventions. 

C’est désormais acté : notre avenir décarboné passera nécessairement par le nucléaire, mais pas forcément par des réacteurs de 1000 mégawatts électriques (MWe) ou plus. Si, à long terme, la fusion nucléaire suscite beaucoup d’espoir, à court terme, ce sont les petits réacteurs modulaires (SMR) qui ont le vent en poupe.

Depuis plusieurs années, le nombre de projets de Small Modular Reactor a explosé. Fin 2025, on comptait pas moins de 127 concepts à différents stades d’avancement. À ce jeu-là, c’est la Chine qui fait la course en tête et s’apprête à mettre en service le premier SMR commercial au monde : Linglong One. D’une puissance de 125 MWe, il est actuellement en phase finale de tests. De leur côté, les États-Unis ne sont pas loin derrière, et le Département de l’Énergie n’hésite pas à mettre le paquet question subvention pour rester dans la course.

L’Europe tente de rattraper son retard

Pour l’heure, l’Europe accuse un retard conséquent. Pour tenter de regagner du terrain, la Commission européenne a récemment annoncé vouloir mettre en place une stratégie commune, spécifique aux SMR, pour aider les projets européens à rester compétitifs. Cette stratégie consiste notamment à encadrer les autorisations et les normes de sûreté à l’échelle européenne, tout en créant une chaîne d’approvisionnement européenne résiliente.

Prémisse de cette nouvelle stratégie commune, le projet français Nuward vient de recevoir un examen positif par pas moins de six autorités de sûreté différentes, ce qui faciliterait son déploiement à l’échelle européenne en phase de commercialisation. Parmi les autorités de sûreté concernées, on retrouve la France, la Finlande, la Tchéquie, les Pays-Bas, la Pologne et la Suède.

Une histoire de budget

Nerf de la guerre, la question du financement a également été abordée par la Commission européenne. Cette dernière a mis en place différents programmes d’investissement pour favoriser l’innovation mais également le déploiement de ces nouveaux types de réacteurs.

Pour le moment, Horizon Europe, principal programme de financement de l’UE pour la recherche et l’innovation, ne soutient aucun projet nucléaire malgré une enveloppe de 95,5 milliards d’euros répartis entre 2021 et 2027. En revanche, le programme Euratom Fission Research, qui est complémentaire à Horizon Europe, finance plusieurs projets de recherche sur le nucléaire, avec un budget total de 1,38 milliard d’euros. L’Innovation Fund est un programme de financement dédié aux technologies innovantes à émission nette zéro ou à faible émission de carbone. Il est donc taillé sur-mesure pour les SMR.

Pour finir, la Banque européenne d’investissement (BEI) prévoit un soutien aux alliances industrielles en lien avec les SMR, alors même qu’elle refusait de financer le nouveau nucléaire il y a encore deux ans. C’est un signal fort pour une filière qui ne demande qu’à se développer, mais dont la question de l’investissement est le plus gros obstacle. L’institution européenne n’a pas soutenu de construction de centrale nucléaire depuis presque 50 ans.

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Google n’en finit plus d’investir dans les énergies. Après le solaire, l’éolien, l’hydroélectrique et même le nucléaire, le géant américain vient d’annoncer un énième investissement colossal dans une nouvelle technologie de batterie : fer/air. 

Le montant paraît colossal, et pourtant, Google semble avoir fait une bonne affaire. Le géant américain vient d’engager un investissement de près d’un milliard de dollars auprès de la startup Form Energy pour la construction d’une batterie géante, capable de stocker de l’énergie pendant plus de quatre jours. Les caractéristiques de la batterie sont démesurées, avec :

• Une puissance de 300 mégawatts (MW)
• Une capacité de stockage de 30 gigawattheures (GWh)
• Une durée de stockage de 100 heures (soit un peu plus de 4 jours)

Ramené à la capacité de stockage, l’investissement paraît très intéressant avec un coût total annoncé à 33,33 $/kWh (soit environ 29 €/kWh).

Habituellement, le prix des batteries stationnaires (BESS) avoisine souvent les 125 $ (108 €)/kWh. Seuls quelques systèmes à grande échelle parviennent à s’approcher des 60 $ (52 €)/kWh. Si le projet de Google est aussi peu cher, c’est qu’il n’utilisera pas la technologie LFP, mais une technologie de stockage de type fer/air. Méconnue, cette technologie promet pourtant d’être très intéressante d’un point de vue économique, car elle utilise des matériaux très répandus, à savoir le fer et… l’air.

Une technologie de batterie à faible rendement

Pour autant, les batteries fer/air ne se destinent pas à tous les usages, du fait de leurs caractéristiques intrinsèques. Elles ont notamment un médiocre rendement de 50 à 60 % par cycle complet contre 90 % pour les batteries LFP. En parallèle, elles affichent une densité énergétique très basse, de l’ordre de 100 à 150 W/kg contre plus de 1000 W/kg pour la technologie LFP. En revanche, elles sont capables de stocker pendant près de 100 heures.

De ce fait, elles se montrent parfaitement adaptées à du stockage réseau autre qu’à très court terme. Dans ces conditions, quand le nombre de cycles par an est limité, le faible coût d’investissement devient un critère bien plus important que l’efficacité énergétique, car la batterie est considérée comme « inactive » pendant de longues périodes. En revanche, la faible densité énergétique associée à un rendement peu élevé la rend peu adaptée à une optimisation journalière de la production renouvelable.

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Avec 13 jours rouges à activer avant la fin du mois, les abonnés à l’offre Tempo devraient se retrouver avec une facture d’électricité colossale pour ce mois de mars. À moins que ?

L’inquiétude est palpable chez les quelque 900 000 abonnés d’EDF qui ont opté pour l’offre Tempo. Sur les fameux 22 jours rouges, durant lesquels le prix du kilowattheure est exorbitant, EDF n’en a utilisé que 9. Cela signifie que l’électricien doit placer les 13 restants avant le 31 mars 2026, uniquement pendant les jours ouvrés. Ces abonnés pourraient donc se retrouver avec une facture de mars très salée.

Des jours rouges techniquement inutiles

Cet hiver, EDF n’a utilisé aucun jour rouge en novembre, deux en décembre, six en janvier et un seul en février. Cette faible utilisation s’explique notamment par des températures relativement clémentes, et un parc nucléaire qui a su répondre à la demande électrique du pays sans sourciller. Rappelons que ce n’est pas EDF qui fixe la date des jours rouges, mais RTE. Le gestionnaire de réseau, responsable de la stabilité de ce dernier, utilise les jours rouges pour réduire la consommation électrique en cas de fortes consommations d’électricité dues à des périodes de grands froids.

Si l’offre Tempo doit normalement comporter 22 jours rouges par saison, on voit difficilement comment RTE pourrait demander à EDF d’activer ces jours rouges pendant presque tous les jours ouvrés restants du mois de mars. Car l’hiver a été plutôt clément, et c’est encore plus flagrant en ce début mars, où les températures avoisinent les 20°C dans une grande partie de la France.

Plus qu’inutile, un recours à ces jours rouges durant une période où le réseau électrique n’est pas sous tension pourrait avoir un effet défavorable sur le réseau, obligeant notamment à réduire la production de manière disproportionnée sans justification.

Vers une annulation des jours rouges ?

Dans ces conditions, pourrait-on voir ces jours rouges tout simplement annulés ? Cette hypothèse semble de plus en plus probable. D’ailleurs, ce ne serait pas la première fois qu’une telle situation se présente. En mars 2020, à cause de la crise du COVID, RTE avait renoncé à utiliser les jours rouges restant à cause d’une chute drastique de la consommation électrique.

Malgré cette possibilité, tout n’est pas gagné pour autant, les abonnés Tempo devront surveiller leur calendrier jusqu’au dernier jour. Si une ultime vague de froid avant le printemps n’est pas à exclure, c’est surtout l’instabilité géopolitique actuelle et la hausse du prix des carburants qui pourrait bouleverser les besoins d’exportations de la France vers ses voisins européens. Certains d’entre eux pourraient avoir besoin d’importer massivement de l’électricité française si le gaz naturel liquéfié venait à manquer à cause de la situation au Moyen-Orient, et en particulier dans le détroit d’Ormuz.

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