C’est (presque) la fin d’un long calvaire : l’EPR de Flamanville vient officiellement d’entrer dans sa première phase d’exploitation. Si elle est plutôt courte, elle marque tout de même la fin d’un chantier de 19 ans. 

Une nouvelle page se tourne, pour le projet d’EPR de Flamanville. Près d’un an et demi après la première divergence, qui a eu lieu en septembre 2024, EDF vient d’annoncer quelques essais de démarrage du réacteur nucléaire de troisième génération étaient terminés. Cela signifie que le réacteur entre dans sa première phase d’exploitation et intègre définitivement le parc des réacteurs nucléaires français.

D’une importance capitale, les essais de démarrage ont permis à EDF de vérifier le bon fonctionnement global du réacteur, et de confirmer sa conformité face aux exigences de sûreté. Ces essais auront duré toute l’année 2025. Malgré deux arrêts de plusieurs mois, le réacteur aura fini par atteindre sa puissance maximale de 1669 MWe le 14 décembre 2025.

Une première phase d’exploitation de courte durée

Désormais le réacteur fait partie intégrante du parc national, et contribue à la production électrique du pays au même titre que les autres réacteurs. En revanche, cette première phase d’exploitation sera de courte durée. Le réacteur sera complètement arrêté le 26 septembre prochain à l’occasion de sa première visite complète (VC1), une maintenance réglementaire obligatoire imposée par l’ASNR.

Outre le contrôle de nombreux points du réacteurs, les équipes d’EDF devraient en profiter pour faire des tests de maintenance préventive, et surtout pour remplacer le couvercle de la cuve du réacteur. Fabriqué dès 2006 par Creusot Forge, le couvercle présente des anomalies de concentration en carbone qui compromettent sa durée de vie. Depuis la découverte de ce défaut, l’ASNR a accepté la mise en service du réacteur avec ce couvercle à condition qu’il soit changé dès la première visite complète. La nouvelle pièce de 110 tonnes a été achevée dans l’usine Framatome de Saint-Marcel.

Une fois cette première visite complète achevée, les visites seront espacées de 12 à 18 mois, notamment pour permettre le rechargement en combustible.

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Un de plus ! Le parc Yeu-Noirmoutier vient officiellement d’entrer en service et devrait produire l’équivalent de la consommation de tous les habitants de la Vendée grâce à ses 61 turbines.

La liste des parcs éoliens offshore en service vient de s’allonger. La 61e turbine du parc Yeu-Noirmoutier, aussi connu sous l’acronyme EMYN, a été posée ce lundi 27 avril grâce au Vole-au-Vent de l’armateur Jan de Nul. Le parc de 500 MW devrait produire chaque année l’équivalent de la consommation de 800 000 personnes, soit plus que la population de la Vendée.

Au total, il aura fallu presque 3 ans pour installer les éoliennes Siemens Gamesa SG 12.0-222 DD, d’une puissance nominale de 8 MW. Rappelons que ces dernières sont dotée d’un rotor de 222 mètres de diamètre, soit 72 mètres de plus que les éoliennes du parc de Saint-Nazaire ! D’ailleurs, si les deux parcs affichent une puissance équivalente, le parc EMYN compte 19 turbines de moins.

Pas d’autre parc au large de la Vendée ?

À priori, le parc EMYN ne devrait pas être le seul à être mis en service en 2026 puisque le projet Dieppe-Le Tréport est toujours en course pour une fin de chantier d’ici la fin de l’année. Les équipes ont tout de même du pain sur la planche, car toutes les fondations n’ont pas encore été posées. Les premières turbines devraient être montées à la mi-mai.

En revanche, pour le parc de Courseulles-sur-Mer, tout ne se passe pas comme prévu, puisque le forage des fondations s’avère plus compliqué que prévu. Résultat, les 200 pales de 85 mètres de long sont stockées depuis plus d’un an sur le port du Havre. Heureusement, le chantier semble enfin avancer et EDF Power Solutions met tout en œuvre pour atteindre une mise en service avant la fin de l’année 2027.

Pour revenir le long des côtes vendéennes, il semblerait qu’aucun autre parc n’y voit finalement le jour. Un projet avait bien été envisagé en 2024 au large des Sables d’Olonne et de Saint-Gilles-Croix-de-Vie. Mais face à une vive opposition de la part des élus locaux, le projet avait d’abord été reculé, puis tout simplement gelé. Il ne reste qu’une zone propice située dans le golfe de Gascogne Sud, à 85 kilomètres au large.

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Les deux gestionnaires mettent les bouchées doubles pour permettre au réseau d’encaisser les ambitions françaises en matière d’électrification et de décarbonation. Le défi à relever est immense, et devrait coûter plusieurs centaines de milliards d’euros répartis sur les 15 prochaines années. 

À première vue, le nouveau poste-source d’Enedis, qui vient d’être inauguré à Pompignac en présence de RTE, n’a rien de particulier. Certes, il aura nécessité un investissement de 11 millions d’euros, 5 ans de conception et 2 ans de travaux pour voir le jour. Dans le cas présent, l’installation de Pompignac a d’abord suscité de nombreuses contestations, notamment pour son impact environnemental direct. Mais l’enfouissement de lignes haute tension sur 19 kilomètres a permis d’atteindre un soutien local direct. En parallèle, Enedis accompagne le projet de mesures de compensations avec la création de plus de 10 000 mètres carrés de chênaie.

Avec ses 27 MW, ce poste n’est que l’un des 2300 postes sources qui composent le réseau électrique français, et qui servent d’articulation entre le réseau de transport d’électricité et le réseau d’électricité. Concrètement, ce type de poste permet de transformer le courant pour passer de la très haute tension (225 kV) ou de la haute tension (63 kV) en moyenne tension (20 kV), pour pouvoir ensuite être distribué de manière locale. Les lignes moyennes tension alimentent ensuite des postes de distribution plus petits.

Un changement d’échelle pour permettre l’électrification des usages

À l’heure actuelle, on compte une demi-douzaine de postes similaires installés chaque année. Mais pour pouvoir électrifier massivement la France, Enedis compte accélérer nettement leur déploiement avec le soutien de RTE. L’objectif est ambitieux : raccorder de 15 à 35 postes sources tous les ans jusqu’en 2040, ce qui devrait nécessiter un investissement proche des 600 millions d’euros par an.

De manière plus générale, Enedis et RTE comptent investir 200 milliards d’euros sur les 15 prochaines années pour adapter le réseau aux ambitions de demain. Compte tenu du temps nécessaire au développement de ces infrastructures, Enedis et RTE doivent agir dès à présent pour anticiper les besoins futurs. Espérons, néanmoins, que la hausse de la consommation soit au rendez-vous. Pour l’heure, si toute la filière électrique française se prépare aux enjeux de demain, la consommation continue, elle, de stagner.

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La relance du nucléaire en France continue de se préparer, usine après usine. Après l’agrandissement du site de Belfort, Arabelle Solutions vient d’annoncer un nouvel investissement dépassant les 100 millions d’euros pour internaliser la fabrication des échangeurs thermiques. 

Arabelle Solutions vient d’annoncer la construction d’une nouvelle usine de près de 20 000 mètres carrés à Chalons-sur-Saône. Avec ce nouveau site, l’entreprise française prévoit d’internaliser la fabrication des échangeurs thermiques nécessaires aux futurs EPR2. Nécessitant un savoir-faire unique, ces pièces devraient mesurer jusqu’à 25 mètres de long pour un poids compris entre 120 et 370 tonnes. Si le début de la construction est prévu pour 2027, les premiers éléments devraient sortir de l’usine en 2030.

Avec cette usine, Arabelle Solutions espère produire chaque année tous les échangeurs nécessaires pour une centrale nucléaire. Outre les 6 – voire 14 – EPR2, ces échangeurs devraient également être destinés à l’export. Le coût total de l’investissement a été annoncé à 100 millions d’euros.

Arabelle Solutions, au coeur de la relance du nucléaire

En 2014, les turbines Arabelle marquaient l’actualité malgré elles, avec la vente de ce fleuron de l’industrie française aux États-Unis, validé par le ministre de l’Économie de l’époque Emmanuel Macron. Un peu plus de 10 ans plus tard, Arabelles Solution est de nouveau dans les rangs tricolores, et pas pour faire de la figuration.

L’entreprise a été placée au cœur de la stratégie de relance du nucléaire. D’ailleurs, des investissements ont également été annoncés un peu plus tôt dans l’année pour agrandir le site historique de Belfort. Ces investissements, estimés à 350 millions d’euros, devraient permettre de doubler la cadence de production des turbines. Une nouvelle usine adjacente de 20 000 mètres carrés devrait également sortir de terre, et répondre aux besoins du programme EPR2 ainsi qu’aux projets d’augmentation de puissance des réacteurs existants.

Au total, Arabelle Solutions espère recruter 600 salariés d’ici 2030. Rappelons qu’en rachetant Arabelles, EDF a repris le contrôle sur l’intégralité de la chaîne de valeur nucléaire, même pour l’îlot conventionnel.

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Et si c’était ça, la solution pour améliorer l’acceptation des parcs éoliens terrestres auprès des citoyens ? Dans le Maine-et-Loire, un projet éolien a été entièrement financé par des citoyens, dont une grande partie vit à proximité du parc. Résultat : aucun recours n’a été opposé au projet. 

À priori, rien ne distingue le parc éolien du Fief Sauvin des quelque 2200 parcs éoliens terrestres français. Il se compose de 4 éoliennes Nordex 131, d’une puissance de 3,2 MW pour un diamètre de 131 mètres. Situé dans le Maine-et-Loire, à égale distance de Nantes, Cholet et Angers, ce parc devrait fournir de l’électricité à environ 23 000 personnes pendant les 20 prochaines années.

Plus de 8 000 investisseurs réunis

Mais si ce parc n’est pas comme les autres, c’est parce qu’il a été entièrement financé par des particuliers ! Au total, 448 citoyens rassemblés via la société citoyenne « Éoliennes du Fief Sauvin » ainsi que 7 600 actionnaires de la société Énergie partagée ont réuni 5,7 millions d’euros, permettant ainsi de décrocher des emprunts bancaires pour obtenir les 19 millions d’euros restants afin de mener à bien le projet. Preuve de l’engouement qu’a suscité le projet, deux tiers des investisseurs habitent à moins de 15 km, et aucun recours n’a été déposé contre le parc.

Si le collectif vend actuellement son électricité à EDF, il espère, à terme, pouvoir passer des contrats de gré à gré avec les riverains et les particuliers du secteur. En attendant, les bénéfices du parc vont dans un pot commun. Sept mois après la mise en service des éoliennes, une vingtaine de personnes continue de se réunir chaque semaine pour échanger sur le projet.

Les parcs éoliens citoyens se multiplient

Du chemin a été parcouru depuis la mise en service du premier projet citoyen en 2014, dans le Morbihan. À l’époque, le parc de Bégannes avait permis un investissement de 12 millions d’euros grâce à un apport assuré à 87 % par les 1000 habitants de la commune. Désormais, les projets de gouvernance citoyenne sont de plus en plus nombreux. En 2022, l’ADEME en recensait presque 300. Et pour cause, l’intégration des citoyens dans le développement des projets permet de faciliter les échanges, et surtout d’obtenir une meilleure acceptation.

D’ailleurs, les plus grandes éoliennes de France, qui ont été installées il y a deux ans en Charente-Maritime, sont également issues d’un projet citoyen.

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C’est un nouveau chapitre qui s’ouvre, pour le nucléaire français. Le débat public concernant la construction d’un mini réacteur nucléaire par une startup privée en Indre-et-Loire vient de s’ouvrir. Il doit permettre aux citoyens français d’en savoir plus sur ce projet d’un genre nouveau. Il est possible d’y participer via la plateforme en ligne jusqu’au 30 juillet 2026.

C’est une étape importante, qui est en train de se jouer pour la startup franco-italienne Newcleo. Depuis le 2 avril est ouvert le débat public concernant son prototype de petit réacteur nucléaire modulaire (SMR) censé voir le jour en bord de Loire, entre Angers et Tours. Le débat portera également sur l’implantation d’une future usine de combustible MOX dans l’Aube, à 10 kilomètres de la centrale nucléaire de Nogent-sur-Seine.

Un réacteur qui carbure à l’uranium recyclé et refroidi au plomb

Contrairement aux précédents débats publics portant sur le nucléaire, il ne s’agit pas de discuter des presque traditionnels réacteurs à eau pressurisée qui constituent le parc français. Chacun va pouvoir s’exprimer au sujet d’un réacteur de genre nouveau, à savoir un SMR de 30 mégawatts électriques (MWe). De son petit nom LFR-AS-30, ce réacteur est à neutrons rapides, et a la particularité d’être refroidi au plomb au lieu du sodium habituellement utilisé.

Ce prototype devrait servir de base pour permettre la construction future du LFR-AS-200 au Royaume-Uni, un réacteur d’une puissance thermique de 480 MWth pour une puissance électrique de 200 MWe. Outre un refroidissement au plomb, ces deux SMR ont la particularité d’utiliser du MOX, un combustible nucléaire recyclé constitué à 8,5 % de plutonium et à 91,5 % d’uranium appauvri. Si le prototype devait utiliser du MOX produit dans le Gard, les prochains réacteurs devraient pouvoir bénéficier du combustible produit dans la future usine de Nogent-sur-Seine

Des acteurs du nucléaire d’un nouveau genre

Outre la technologie de réacteur choisie, c’est le type d’entreprise en charge de ce projet qui devrait susciter les interrogations. En effet, le débat public sur les projets de Newcleo témoigne d’un tournant dans le programme nucléaire français. Longtemps porté par les institutions publiques historiques comme EDF, le CEA ou Orano, le programme nucléaire français devrait désormais être en partie porté par des startups privées. D’ailleurs, plusieurs lauréats de l’appel à projets France 2030 sont des startups privées.

Dans un objectif d’accessibilité au plus grand nombre, la Commission nationale du débat public (CNDP) a fait appel au youtubeur Monsieur Bidouille pour expliquer les enjeux de ce débat, à travers une vidéo explicative de grande qualité.

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De moins en moins utilisés du fait de la baisse du prix du photovoltaïque, les traqueurs solaires restent la solution idéale pour optimiser la production électrique de panneaux solaires. Un habitant de la Corrèze a décidé d’utiliser ses talents de mécanicien pour mettre au point sa propre installation. 

Il y a quelques jours, nous vous avons présenté la micro centrale hydroélectrique de Marc Nering, un bricoleur canadien qui est parvenu à dompter les flots de la Cheakamus River. Mais l’ingéniosité n’a pas de frontière et encore moins de continent : certains génies du bricolage se trouvent en France. Cette fois, c’est la réalisation d’un habitant de la Corrèze, connu sous le pseudo RV-19 sur Youtube, qui nous a interpelé. À l’été 2023, il s’est mis en tête de construire son propre traqueur solaire, et le résultat est plus qu’impressionnant.

D’un essieu de tracteur à un traqueur solaire

Ce passionné de mécanique a donc mis de côté la restauration d’un camion 4×4 Renault R2087 de 1960 pour se lancer dans la fabrication de son propre traqueur. Comme base de son installation, il a utilisé l’essieu arrière d’un vieux « Petit Gris », tracteur iconique de la marque Massey-Ferguson, en bloquant son différentiel. Il y a adjoint une structure en tubes carrés soudés capable de supporter 6 panneaux. L’ensemble est mis en mouvement par 3 actionneurs électriques : deux pour l’inclinaison, et un pour la rotation grâce au mécanisme de pont du tracteur. Des fixations ont également été prévues sur la partie inclinable pour l’équiper d’un capteur d’ensoleillement et d’un anémomètre.

À l’extérieur, le traqueur a été fixé sur une dalle en béton. L’ensemble est piloté par un boîtier de suivi automatique du soleil, qui contrôle directement les 3 actionneurs. Il autorise un fonctionnement entièrement automatique, ou le contrôle des différents éléments grâce à une télécommande. L’ensemble de la structure ne dépasse pas les 1,70 mètres de haut, ce qui dispense des formalités administratives.

Jusqu’à 24 kWh d’électricité en une seule journée

Côté production d’électricité, la centrale est équipée de 6 panneaux de 400 Wc pour un total de 2,4 kW. Les panneaux ont été associés à 7,2 kWh de batteries pour favoriser l’autoconsommation. Deux ans après l’installation des panneaux, RV-19 indique qu’il a réussi à produire jusqu’à 24 kWh d’électricité en une seule journée !

Toujours pour favoriser l’autoconsommation, il a également expliqué avoir ajouté un routeur solaire pour optimiser l’excédent d’électricité en alimentant directement son chauffe-eau. Coût total du traqueur solaire (sans les batteries) : 5 000 €, béton compris. On est bien loin des 11 000 € du traqueur pour particuliers commercialisé par Lumioo, dont la puissance plafonne à 1 480 Wc.

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L’usage de la biomasse est parfois contesté dans les stratégies de décarbonation, du fait de son potentiel impact négatif sur l’environnement. Mais dans l’usine Atemax, en Normandie, sa présence fait sens, en particulier grâce aux « matières » très particulières qui sont directement produites sur le site. 

Au cœur du Perche, dans le village de Saint-Langis-lès-Mortagne, l’usine d’équarrissage Atemax peut se targuer d’inaugurer la toute première unité de cogénération biomasse à base de farines animales. Il s’agit également de la plus puissante unité de ce type en Europe. Sur ce site, qui traite chaque année 29 000 tonnes de restes d’animaux, cette toute nouvelle unité de cogénération devrait permettre la production de chaleur mais également d’électricité à partir des farines animales produites sur place, non destinées à l’alimentation animale.

La mise en place de cette unité aura nécessité un investissement de l’ordre de 30 millions d’euros, mais le résultat est triple :

• Produire de la chaleur nécessaire aux différents procédés industriels de l’usine,
• Générer 9300 MWh d’électricité chaque année,
• Éviter le recours à 800 camions par an pour acheminer la farine animale concernée vers des cimenteries.

Selon le groupe Akiolis, qui a la charge du site, l’unité de cogénération devrait permettre une réduction de l’ordre de 80 % des besoins en énergie fossile de l’usine. En plus de l’alimentation du site, l’électricité produite devrait alimenter l’équivalent de 2000 foyers à proximité de l’usine.

Un procédé spécifique

Dans le cas de l’usine Atemax, un procédé spécifique est mis en place pour tirer parti de ces farines de la meilleure des manières. Dans un premier temps, elles sont portées à une température de 750 °C sans oxygène, ce qui permet de produire un gaz combustible.

Ensuite, ce combustible nouveau est brûlé dans un oxydeur nouvelle génération, ce qui permet d’obtenir une chaleur importante et de réduire les odeurs. Enfin, la chaleur obtenue est valorisée dans une chaudière haute pression qui alimente une turbine. Cette dernière assure deux fonctions majeures : fournir de la vapeur basse pression pour les cuiseurs du site, et produire de l’électricité verte.

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Les récentes annonces de baisse des subventions publiques pour le photovoltaïque ont le mérite de faire des heureux  chez les fabricants de batteries. Avec un tarif de revente toujours plus bas, le stockage de l’électricité produite devient peu à peu l’option n°1 pour rentabiliser son installation solaire. Anker SOLIX ne veut pas louper le train en marche et présente une toute nouvelle batterie aux caractéristiques remarquables. 

La baisse de plus en plus marquée des aides de l’État pour le photovoltaïque destiné aux particuliers favorise le développement du marché des batteries. À l’heure où la revente d’électricité n’est plus intéressante, l’autoconsommation devient l’option nᵒ 1 pour faire des économies et réduire sa facture d’électricité. C’est dans cette dynamique qu’Anker SOLIX vient de dévoiler un tout nouveau modèle de batterie, appelé Solarbank Max AC.

Il s’agit, en quelque sorte, de l’évolution de la Solarbank 3, avec une puissance et une capacité supérieures. Elle se destine principalement aux personnes déjà équipées de panneaux solaires, qui veulent y adjoindre un système de stockage sans changer d’onduleur. Le système se place en concurrence directe avec la Zendure Solarflow Max, dont le nom et les caractéristiques techniques sont étrangement très proches.

Sur le papier, les caractéristiques de la Solarbank Max AC sont impressionnantes :

• 4 500 W de puissance avec des pics pouvant atteindre 7 000 W pendant une seconde,
• 7 kWh de capacité de stockage,
• Un basculement réseau/batterie effectué en 10 ms en cas de coupure de courant,
• Une durée de vie annoncée à 10 000 cycles grâce à la technologie LFP,
• Une certification IP66 avec une norme anticorrosion marine.

Plug-and-play, sous certaines conditions

Si la Solarbank Max AC peut atteindre jusqu’à 42 kWh de capacité de stockage via des modules complémentaires de type BP7000, elle ne pourra pas systématiquement permettre d’atteindre l’autonomie complète avec sa puissance limitée à 4 500 W. Si une telle puissance suffit pour le quotidien, elle ne peut pas assouvir la totalité des besoins d’un logement 100 % électrique, du chauffage au véhicule. Malgré tout, elle permet a priori d’atteindre un taux d’autoconsommation très élevé et ainsi de réduire sa facture d’électricité.

Si Anker SOLIX présente cette nouvelle batterie comme une solution plug-and-play, la réalité est un peu plus complexe. Étant donné la puissance de la batterie, son simple branchement sur une prise 230 V sans circuit dédié n’autorisera pas d’utiliser toute sa puissance. Pour pouvoir profiter de toute la puissance, l’intervention d’un électricien est nécessaire afin d’ajouter un circuit spécifique à la batterie sur le tableau électrique.

Enfin, reste la question de la rentabilité qui dépendra des configurations et des situations, car son prix reste tout de même élevé. Comptez presque 2 500 € pour la batterie seule, et 2 000 € pour chaque module complémentaire BP7000. La Solarbank Max AC devrait être disponible en France à partir de la fin du mois de mai.

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Ce 26 avril 2026 marque le triste quarantième anniversaire de la catastrophe de Tchernobyl, plus grave accident nucléaire de l’histoire. Si son bilan humain est encore aujourd’hui très débattu, l’événement a profondément marqué le monde entier, et reste encore aujourd’hui un avertissement sur les risques liés à l’énergie nucléaire. 

26 avril 1986, 01:23 du matin. Pendant un exercice de sécurité, le réacteur n°4 de la centrale nucléaire de Tchernobyl s’emballe de manière incontrôlée, atteignant plus de 100 fois sa puissance nominale. Les opérateurs du site ne prenant pas tout de suite conscience de la situation, des erreurs s’enchaînent, conduisant à une explosion de vapeur qui rompt l’enceinte. S’en suit l’expulsion d’immenses quantités de radionucléides dans l’atmosphère.

40 ans plus tard, l’accident, classé au niveau 7 de l’échelle internationale des événements nucléaires, est reconnu comme la plus grave catastrophe nucléaire jamais survenue. Pour autant, les répercussions de l’événement sont encore aujourd’hui mal déterminées, la faute à un manque de transparence et d’organisation à l’heure de la catastrophe.

Une centrale encore en activité jusqu’en 2000

La centrale de Tchernobyl, située dans l’actuelle Ukraine, a été construite durant les années 70 par une Union Soviétique en perte de vitesse. À l’époque, le choix de la technologie de réacteur se porte sur des RBMK-100 de 1000 MWe, connus pour leur manque de fiabilité et leurs défauts de conception, en témoigne l’incident de la centrale de Leningrad en 1975.

Au lendemain de l’accident, il faudra 36 heures aux autorités locales pour établir une zone d’exclusion de 10 kilomètres de rayon autour de la centrale, puis de 30 kilomètres quelques jours plus tard. Au total, ce sont près de 135 000 personnes qui seront évacuées dans les mois suivants.

Dès la fin de l’étouffement du réacteur, à la mi-mai 1986 des travaux de construction du sarcophage sont entrepris, et dureront jusqu’en décembre 1986. Ce sarcophage n’empêchera pas la ville proche de Prypiat de devenir une ville fantôme.

En France, des conséquences longtemps sous-estimées

Face à la gravité de la situation, l’Union Soviétique se montre avare en information auprès du reste du monde. Pourtant, la catastrophe dépasse bel et bien les frontières de l’URSS. Dès le 28 avril 1986, des niveaux de radioactivité anormaux sont relevés jusqu’à la centrale suédoise de Forsmark. De son côté, la France nie tout de suite l’impact potentiel de l’événement sur l’Hexagone.

Mais en réalité, comme en témoigne le dernier rapport de l’ASNR sur le sujet, une partie des radionucléides issus de la centrale se sont déposés dans l’environnement un peu partout sur le territoire français, avec une plus grande concentration dans l’Est de la France et la Corse. Des valeurs anormales d’iode et de césium ont notamment été mesurées dans le lait de vache jusqu’en Bretagne.

Le rapport de l’ASNR montre d’ailleurs qu’en 2020, les conséquences de Tchernobyl sont encore mesurables, même si les taux de radioactivité sont très faibles, généralement inférieurs à ceux de sources naturelles comme l’activité tellurique ou le radon. Malgré de nombreuses études sur le sujet, les conséquences des émissions radioactives sur la santé des populations européennes n’ont pas été déterminées avec précision.

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Symbole d’une filière naissante, les installations intégrées au bâti ont souvent posé problème à leur propriétaire à cause de problèmes d’infiltration ou de départs d’incendie. Pour autant, cette technique de pose pourrait revenir sur le devant de la scène grâce à une meilleure maîtrise technique et technologique. 

Si on n’en voit de moins en moins, les installations solaires « intégrées au bâti » ont participé au lancement de la filière photovoltaïque en France. Entre 2006 et 2017, cette technique de pose faisait partie des critères d’éligibilité pour bénéficier des tarifs d’achat d’EDF Obligation Achat. Sur le papier, le photovoltaïque intégré au bâti (IAB) était préféré surtout grâce à son aspect esthétique, malgré un investissement initial plus élevé que la pose en surimpression, qui est désormais majoritaire.

Les pathologies d’une filière encore émergente

Mais, avec le recul des années, de nombreux professionnels du secteur ont constaté un vieillissement accéléré de ce type d’installations. Sur ces dernières, la couverture d’origine, souvent en tuile ou en ardoise, a été remplacée par un système d’étanchéité souvent plastique qui finit par se fissurer avec le temps, entraînant des problèmes d’infiltration.

Ce n’est pas tout, cette technique de pose engendre souvent une moins bonne ventilation de la sous-face des panneaux, ce qui peut entraîner des problèmes électriques importants, et même une baisse de rendement. D’ailleurs, ces problèmes ne datent pas d’aujourd’hui puisque dès 2018, l’Agence qualité construction alertait sur une plus grande sinistralité de ce type d’installations à cause de dégâts des eaux ou de départs d’incendies.

Outre les problèmes directement associés à la technique de pose, les mesures incitatives de l’État ont créé un effet d’aubaine entraînant l’émergence de nombreuses entreprises non qualifiées. Les désordres entraînant des sinistres se sont ainsi multipliés, comme l’explique un rapport d’expertise de 2013 sur le sujet.

La fin définitive de l’intégration au bâti ?

Si des propriétaires veulent rénover leur installation, ils se heurtent aujourd’hui à des problèmes administratifs, puisqu’EDF refuse de maintenir son tarif d’achat si le critère d’intégration au bâti n’est plus respecté. Or, les installateurs et assureurs ne veulent plus intervenir ou prendre en charge ces installations. D’ailleurs, les dimensions des panneaux de l’époque ne correspondent plus aux panneaux actuels, ce qui rend encore plus difficile la rénovation des installations. Seule solution : autoriser la migration vers une intégration simplifiée au bâti lors de la rénovation d’une installation.

Malgré les nombreux problèmes issus de l’intégration du photovoltaïque au bâti à la fin des années 2000, cette technique de pose semble revenir en force sous de nouvelles formes, grâce à l’évolution technologique du photovoltaïque, et à une plus grande maturité de la filière. Désormais, les techniques de pose sont mieux maîtrisées par les installateurs, et il existe désormais des produits photovoltaïques spécifique adaptés à ce type de pose comme des tuiles et ardoises. On trouve même des panneaux colorés qui permettent une meilleure intégration dans les centres-villes historiques.

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Une nouvelle étape vient d’être franchie vers la décarbonation. En 2025, les énergies renouvelables ont produit plus d’électricité que le charbon, en particulier grâce au développement de la Chine et de l’Inde, nouveaux moteurs de la transition énergétique.

C’est une première depuis 100 ans : en 2025, les énergies renouvelables ont produit plus d’électricité que le charbon. C’est ce que le cabinet Ember a pu conclure après avoir analysé la production et la consommation de 91 pays représentant 93 % de la demande mondiale d’électricité. Cette nouvelle vient valider la dynamique exceptionnelle des énergies renouvelables, et en particulier du photovoltaïque. Sur l’année, la production solaire a augmenté de 636 TWh, soit une hausse de 30%. Plus modeste, le secteur de l’éolien a tout de même enregistré une hausse de 205 TWh, soit l’équivalent de la hausse de 2024.

Si le nucléaire fait beaucoup parler, il n’enregistre qu’une faible hausse de production, de l’ordre de 35 TWh. Enfin, l’hydroélectricité est restée stable entre 2024 et 2025. Cette hausse de production ENR a d’ailleurs suffi à compenser la forte hausse de consommation d’électricité. De ce fait, à l’échelle mondiale, la production d’électricité issue de fossiles a baissé de 0,2 %. Une baisse extrêmement faible, mais la courbe s’infléchit bel et bien.

La transition énergétique se joue en Chine et en Inde

La croissance fulgurante des énergies renouvelables se joue principalement en Chine et en Inde. À elle seule, la Chine enregistre la moitié de la hausse de production solaire avec 336 TWh supplémentaires, et plus de la moitié de la hausse de production éolienne avec 138 TWh. L’Inde prend d’ailleurs la même direction, en se positionnant à la deuxième place en termes de production éolienne.

De la même manière, le déclin des énergies fossiles se joue également en Chine et en Inde puisque les deux pays ont vu leur production d’électricité fossile baisser pour la première fois depuis plusieurs années, contrairement aux USA ou à l’Europe. Les émissions combinées issues de la production d’électricité ont chuté de 79 MtCO₂e par rapport à l’année précédente.

L’Union européenne peine à tenir la cadence

Il faut remonter à l’année 1919 pour constater une plus grande part de production d’électricité renouvelable que de charbon. À cette époque, l’or blanc, autre nom de l’hydroélectricité, connaissait un essor sans précédent. Néanmoins, le charbon a très vite repris sa place dans un monde en pleine croissance.

Si l’Europe a eu un rôle important dans le développement de l’hydroélectricité il y a 100 ans, la situation est un peu différente aujourd’hui. Le Vieux Continent consomme très peu de charbon, mais ne fait pas figure de référence pour le déploiement du photovoltaïque. Ses 60 TWh de production solaire supplémentaire font pâle figure face aux 85 TWh des USA et surtout aux 336 TWh de la Chine.

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Dans un contexte où le soutien financier de l’État envers les installations photovoltaïques ne cesse de baisser, le tarif des premiers contrats d’achat d’électricité, datant d’il y a 20 ans, a de quoi laisser rêveur. Si cette ère est désormais révolue, la majorité de ces contrats sont encore effectifs, et rapportent des sommes astronomiques à leurs propriétaires tout en vidant les caisses de l’État. 

À l’heure actuelle, le déploiement des panneaux solaires explose un peu partout dans le monde du fait de leur facilité d’installation, mais aussi de leur prix en quasi-chute libre depuis des dizaines d’années. Rien que sur l’année 2024, presque 600 GW de nouvelles installations ont été mises en service, pour une puissance mondiale cumulée de 2,2 TW.

Mais la situation n’a pas toujours été aussi rayonnante pour le photovoltaïque. Avant l’an 2000, ce mode de production d’électricité était anecdotique, pour ne pas dire inexistant. Pour inverser la tendance, la France a décidé d’inclure les énergies renouvelables dans sa programmation pluriannuelle de l’énergie publiée en 2000. Celle-ci instituait alors un dispositif d’obligation d’achat de l’électricité produite, associé à un tarif réglementé pour une durée de 20 ans. Pour en profiter, une seule condition : que la puissance de la centrale soit inférieure à 12 MW. Dans ce cadre, un arrêté tarifaire fixant les prix d’achat a été mis en application dès 2002. À la lumière de 2026, ces tarifs ont de quoi faire bondir.

Jusqu’à 0,55 € le kilowattheure : le pactole touché par les pionniers du solaire

En effet, en métropole, les installations non intégrées au bâti bénéficiaient d’un tarif d’achat de 300 €/MWh. Pour les centrales intégrées au bâti, ce tarif passait même à 550 €/MWh, soit 0,55 €/kWh ! La chute est brutale, quand on compare ce tarif à celui récemment envisagé de 0,011€/kWh.

Pour illustrer la baisse de soutien public aux installations photovoltaïques, convenons d’une centrale de 3 kWc située dans la région lyonnaise. Selon le site AutoCalSol, une telle centrale classiquement orientée vers le sud permettrait la production de 3 888 kWh par an. En considérant un taux d’autoconsommation de l’ordre de 30%, on obtient un revenu cumulé sur 20 ans de 29 942 € dans les conditions de 2006, et de 598 € dans les conditions potentielles de 2026.

Une évolution du prix de rachat qui suit celle des panneaux photovoltaïques

Si la différence est colossale, rappelons tout de même que le prix des cellules photovoltaïques a lui aussi chuté. Selon l’Energy Institute, le prix des panneaux est ainsi passé de 4,79 $/Wc en 2006 à seulement 0,26 $/Wc en 2022. Cela représente une baisse de 94 %, encore plus grande que la baisse du tarif d’achat de l’électricité.

Pour autant, ce tarif d’achat pèse lourd sur la trésorerie nationale. En effet, les 235 000 contrats souscrits entre 2006 et 2009, et bénéficiant de ces tarifs très avantageux, coûtent chaque année environ 2 milliards d’euros à l’État, soit 40 milliards d’euros sur la durée totale des contrats. En 2020, cela représentait 30 % des charges du service public liées aux énergies renouvelables, pour seulement 5 % de leur production.

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Les présidentielles avancent à grands pas. Pour espérer faire de la décarbonation un sujet majeur, le groupe de réflexion Shift Project, fondé par Jean-Marc Jancovici, vient de dévoiler des chantiers indispensables à la réussite de la transition énergétique. Si rien ne surprend, ce travail de fond a le mérite de poser des bases solides pour les débats qui devraient rythmer les 12 prochains mois. 

À un an de la prochaine élection présidentielle, le Shift Project, think tank fondé par Jean-Marc Jancovici, veut placer la transition environnementale au cœur du débat politique. Dans ce contexte, il vient de publier la première partie d’un programme appelé « Plan robuste pour l’économie française ». Dans les grandes lignes, ce premier rapport décrit 20 chantiers à mener dès le début du prochain quinquennat pour permettre à la France de respecter son objectif zéro carbone d’ici 2050.

Selon le think tank, malgré une trajectoire récente bien en deçà des standards espérés, l’objectif est toujours atteignable, mais il va falloir tout faire immédiatement et simultanément. Comprenons que le défi est immense. Ces 20 chantiers s’articulent autour de six thématiques principales, à savoir le transport, le logement, le numérique, l’industrie, l’agriculture et enfin l’énergie. En voici le contenu dans les grandes lignes :

Transports

• Déployer massivement le vélo,
• Étendre les transports en commun,
• Généraliser la voiture électrique « sobre »,
• Massifier le train passagers,
• Décarboner le secteur aérien,
• Relancer le fret ferroviaire,
• Électrifier les poids lourds.

Logements

• Massifier la rénovation des logements,
• Déployer les pompes à chaleur.

Numérique

• Maîtriser le déploiement des centres de données.

Industrie

• Produire de l’acier bas carbone en France,
• Massifier la production d’hydrogène bas carbone,
• Capter, stocker et valoriser le CO2 industriel résiduel.

Agriculture

• Transformer la gestion de l’azote dans les systèmes agricoles et alimentaires,
• Permettre le maintien et la transition vers des systèmes d’élevages résilients et bas carbones,
• Préserver et étendre les puits de carbone naturels, agricoles et forestiers.

Énergie

• Développer l’éolien et le photovoltaïque,
• Prolonger le nucléaire historique, lancer le nouveau nucléaire,
• Déployer les bioénergies de manière soutenable.

L’électrification des usages, un passage obligé

À la lecture de ces grands projets, rien n’est particulièrement surprenant, il s’agit de thématiques qui reviennent fréquemment dans les débats quand on évoque la décarbonation du pays. Comme déjà avancé par le gouvernement actuel, l’électrification des usages prend une grande part dans ces chantiers. En réalité, ce programme se distingue notamment du précédent programme présenté par le Shift Project en prenant plus en compte l’instabilité géopolitique mondiale et l’intérêt de cette décarbonation pour redonner à la France une plus grande indépendance.

Le Shift Project rappelle ainsi que la France et l’Europe sont particulièrement exposées aux crises sur les énergies fossiles, puisqu’elles en dépendent énormément. C’est particulièrement flagrant actuellement, avec la guerre en Iran, et c’était également le cas avec la guerre en Ukraine. Une électrification massive des usages le plus rapidement possible atténuerait cette mécanique.

Surtout, le rapport dévoilé insiste sur l’urgence de lancer ces grands projets pour espérer réussir la décarbonation de l’Hexagone. Sans mise en application rapide et simultanée de ces projets, l’objectif zéro carbone d’ici 2050 semble hors d’atteinte. Au-delà de ces 20 chantiers, le Shift Project compte publier l’ensemble de son plan robuste pour l’économie française en octobre prochain.

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Symbole de la décarbonation des logements, la pompe à chaleur peine à maintenir la croissance amorcée début 2020. Entre 2024 et 2025, les chiffres de vente ont stagné, la faute à un contexte économique peu favorable et à des aides publiques instables.

Indispensables alliées de la transition énergétique, les pompes à chaleur ont la lourde responsabilité de permettre la décarbonation des logements français. Mais tout comme pour les émissions à l’échelle du pays, les résultats des années 2024 et 2025 montrent une stagnation du nombre d’installations plutôt qu’une véritable hausse.

Selon un rapport d’Observ’ER, en 2025 se sont vendues 941 250 PAC air/eau ou air/air dans l’hexagone, soit seulement 3 000 de plus que sur l’année 2024. Les années 2024 et 2025 mettent un terme à une hausse constante du nombre de PAC installées par an, avec l’année 2023 en point culminant et près de 1 167 970 PAC vendues.

Selon les professionnels du secteur, cette baisse coïncide non seulement avec un contexte économique compliqué pour les particuliers qui n’ont pas la possibilité d’investir, mais également avec l’instabilité des aides gouvernementales. Rappelons que le guichet MaPrimeRénov’ a été mis en pause à plusieurs reprises, notamment pendant l’été 2025. Le nombre de PAC air/air monosplit installées en 2025 est inférieur aux chiffres de vente de l’année 2020 !

La géothermie reste confidentielle pour les particuliers

Malgré son potentiel, le marché de la PAC géothermique reste stable depuis près de 10 ans après un pic d’installations en 2021. Avec 3 140 unités installées en 2025, ce type de chauffage reste anecdotique à l’échelle du pays. Technologiquement, l’intérêt de la géothermie est très élevé. Néanmoins, son coût d’investissement la rend peu accessible à la majorité des foyers, ce qui explique sa confidentialité.

Les chaudières fossiles, encore deuxièmes en termes de part de marché

Pour finir, dans son rapport, Observ’ER a notamment fait le point sur le marché des systèmes de chauffage central individuel, et les résultats sont pleins d’enseignements. D’abord, les PAC dominent largement le tableau avec près de 68,3 % des nouveaux équipements, dont 55,1 % pour les PAC air/air, aussi appelés climatiseurs réversibles. Mais on constate également que les chaudières fonctionnant aux énergies fossiles conservent une place prépondérante avec 30,7 % de part de marché. Ce chiffre en dit long sur le travail à effectuer pour la décarbonation réelle des modes de chauffage des logements en France.

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Zéro tonne de CO₂. Voici les émissions de l’étage central du Space Launch System (SLS), le lanceur américain qui a propulsé des astronautes vers la Lune pour la première fois depuis plus de 50 ans. Pour autant, derrière ce chiffre se cache une réalité plus complexe, loin d’être décarbonée.

En regardant les images du décollage de la mission Artémis II, difficile de croire que le nouveau lanceur américain, répondant à l’acronyme SLS, n’a émis aucun CO₂ mis à part via ses deux boosters additionnels. Et pourtant, l’étage central de cette fusée de presque 100 mètres de haut n’en a pas émis pour la simple et bonne raison qu’il fonctionne à l’hydrogène ! En concevant son nouveau lanceur, la NASA a, en effet, choisi 4 moteurs-fusée de type RS-25 qui équipaient les navettes spatiales, et qui ont la particularité de consommer de l’oxygène et de l’hydrogène liquide. Ce mélange affiche une efficacité énergétique remarquable avec une impulsion spécifique élevée.

Dans le cas de la mission Artemis II, le SLS a embarqué environ 143 tonnes d’hydrogène liquide, de quoi fournir une poussée constante pendant près de 8 minutes et ainsi permettre au vaisseau Orion de prendre la direction de la Lune. Pendant l’ascension, la combustion de l’hydrogène et de l’oxygène a généré plus de 1200 tonnes de vapeur d’eau. Pour autant, impossible de qualifier ce vol de neutre pour l’environnement.

L’hydrogène en question a été obtenu par des procédés industriels standard, à savoir le vaporeformage du méthane, une technique gourmande en énergie, et très émettrice de CO₂. Selon le consultant Greenly, la production et la liquéfaction de cet hydrogène auraient émis plus de CO₂ que les émissions directes de la mission Apollo 8, utilisant pourtant du kérosène. Aux 1979 tonnes de CO₂ émises pendant le voyage Apollo 8, Artemis II a émis plus de 2100 tonnes de CO₂.

L’hydrogène, un carburant potentiellement écologique mais difficile à maîtriser

Le recours à l’hydrogène liquide laisse tout de même entrevoir un avenir de la conquête spatiale moins carboné grâce au recours à de l’hydrogène vert. Néanmoins, la route est encore très longue avant d’y parvenir. Malgré un potentiel très élevé, l’utilisation d’hydrogène liquide est d’une très grande complexité, ce qui a déjà causé des retards lors de la première mission Artemis. Cette complexité tient aux caractéristiques de l’hydrogène, plus petit atome connu qui est d’une extrême volatilité. De ce fait, les fuites sont fréquentes et difficiles à éviter. En parallèle, sa liquéfaction est le seul moyen d’atteindre une densité intéressante. Mais elle n’est atteignable que dans des conditions de froid extrême, et nécessite un refroidissement à une température de -253 degrés Celsius.

Compte tenu de ces particularités, pour faire le plein du SLS, la NASA a dû mettre au point un système extrêmement sophistiqué avec des réservoirs cryogéniques situés au pied du pas de tir. Les réservoirs du SLS ne sont remplis qu’au dernier moment pour éviter que l’immense majorité de l’hydrogène liquide ne se réchauffe, tandis que des soupapes dédiées permettent d’évacuer la part d’hydrogène qui s’est évaporée. D’ailleurs, ces difficultés ont participé à retarder le lancement d’Artemis II de plusieurs mois.

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Si la production d’électricité à partir du vent est bien décarbonée, l’impact environnemental du secteur de l’éolien offshore est loin d’être neutre, notamment à cause des matériaux nécessaires à leur construction. Le fabricant européen Siemens Gamesa travaille d’arrache-pied pour réduire cet impact, et montre ses avancées à travers le plus grand parc du Danemark : Thor. 

En apparence, le parc éolien Thor, situé au large du Danemark, n’a rien de particulier. Il fait partie de ces nombreux projets offshore qui dépassent le GW de puissance grâce à des turbines avoisinant les 15 MW. Dans le détail, ce parc, porté par RWE et le Norges Bank Investment Management (NBIM), est composé de 72 éoliennes Siemens Gamesa SG 14-236 DD, et devrait être inauguré en 2027. D’ailleurs, le chantier avance à bon rythme, puisque la sous-station est en place et toutes les fondations ont été réalisées, tandis que la première turbine a été installée début mars.

Pourtant, ce parc éolien a une particularité qui préfigure peut-être l’avenir de l’éolien offshore : ses éoliennes sont en partie composées de mâts en acier à faible impact CO2, et de pales de rotor recyclables.

Économie circulaire et industrialisation décarbonée

Principale matière première d’une éolienne en termes de poids et de volume, l’acier affiche une empreinte carbone importante du fait de son procédé de fabrication. Selon des statistiques du gouvernement, une tonne d’acier produite dans une aciérie traditionnelle génère 1,8 tonne de CO₂. Face à ce constat, et pour améliorer le bilan carbone de ses éoliennes, Siemens Gamesa a lancé la GreenerTower, un mât d’éolienne composé d’acier bas carbone. Cet acier répond à une certification qui indique un maximum de 0,7 tonne d’émission d’équivalent CO₂ par tonne d’acier, tout en conservant les propriétés et la qualité de l’acier. Sur le parc Thor, on retrouve 36 mâts GreenerTower. Cette initiative permettrait de réduire de 20% les émissions de CO2 associées à la construction de ce parc.

En parallèle, Siemens Gamesa travaille également sur la recyclabilité de ses pales d’éoliennes. En temps normal, les matériaux composites qui les composent sont parfois difficiles à recycler, mais le fabricant hispano-allemand a trouvé la parade en utilisant une résine spécifique. La structure chimique de cette dernière permet de la séparer plus facilement des autres matériaux, et donc d’en permettre le recyclage. Sur le projet Thor, on parle de 120 pales recyclables, soit 40 turbines.

Réduire l’impact carbone de l’éolien

Ces avancées vont permettre de réduire le bilan carbone déjà très bon de l’éolien offshore. Selon la base Empreinte de l’ADEME, l’éolien offshore émettrait entre 10 et 15 gCO₂eq/kWh contre un peu moins de 50 gCO₂eq/kWh pour le photovoltaïque. Seul l’éolien terrestre et le nucléaire font mieux avec un peu moins de 9 gCO₂eq/kWh pour le premier et entre 1,21 et 3,7 gCO₂eq/kWh pour le nucléaire selon les dernières estimations du CEA et d’EDF.

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Chez Révolution Énergétique, on adore mettre en avant l’ingéniosité et le savoir-faire de bricoleurs passionnés qui n’hésitent pas à expérimenter pour trouver leur propre solution de production d’énergie décarbonée. Marc Nering rentre parfaitement dans cette catégorie. Jeune retraité, ce Canadien a réinventé la roue à aube pour obtenir une électricité propre, prévisible, et presque illimitée chez lui.

Marc Nering a l’énergie hydraulique chevillée au corps ! Ancien manager dans le secteur de l’hydroélectricité, il a voulu se retirer en plein cœur de la Colombie-Britannique pour y passer ses vieux jours. Mais le flot continu de la Cheakamus River, située en bas de son jardin, lui rappelait quotidiennement qu’une immense quantité d’énergie restait ici inexploitée. C’est en tombant sur un guide datant du XIXᵉ siècle sur la construction des moulins à eau qu’il a décidé de se lancer, et tenté de fabriquer sa propre roue à aube.

Fort de cette inspiration et de son expérience dans l’industrie lourde, il a appris à souder l’aluminium pour construire une roue de 3 mètres de diamètre pour 1 mètre de large. D’abord imaginée comme une pompe à spirale pour irriguer ses terrains, Marc Nering l’a finalement associée à un alternateur pour alimenter sa maison. Cette installation lui permet de produire quotidiennement presque 36 kWh d’électricité grâce à la régularité du courant.

10 ans d’innovations et de modifications

Avec sa microcentrale mise en place en 2017, Marc Nering n’a pas atteint la perfection du premier coup, et ne cesse d’améliorer son installation. Parmi les modifications les plus conséquentes, on peut citer le recours à des roulements en bois, plutôt qu’à des roulements traditionnels. À cause de l’humidité permanente, ces derniers avaient la fâcheuse tendance à rendre l’âme en quelques mois seulement. Le retraité a donc fait appel à Lignum Vitae, une société américaine spécialisée dans la fabrication de roulements lubrifiés par l’eau grâce à leur composition en bois de gaïac. Extrêmement dense, ce bois servait aussi bien à la fabrication de jambes de bois que d’essieux ou encore de paliers pour les arbres d’hélices de bateaux. Il est encore utilisé dans certaines centrales hydroélectriques.

Parmi les autres innovations de sa microcentrale, Marc Nering envisage notamment de remplacer la courroie de transmission par une chaîne, ou encore de mettre en place un système automatique d’ajustement de la hauteur. Ce système est encore manuel, ce qui oblige son propriétaire à l’ajuster en fonction de la météo.

Des pays en développement intéressés

Tenant à son temps libre, Marc Nering n’envisage pas de commercialiser sa centrale. Dans une interview pour le magazine américain Hydro Leader, il a notamment expliqué que son installation ne serait jamais aussi avantageuse que l’électricité du réseau, d’un point de vue financier. En revanche, elle reste une solution intéressante pour les communautés hors réseau et les pays en développement.

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Si vous comptiez installer des panneaux solaires pour vendre votre production, sachez c’est plus que jamais un mauvais plan. Comme l’année dernière à la même période, le gouvernement envisage de réduire drastiquement le soutien aux petites centrales solaires, impactant directement les particuliers. 

Ça bouge encore, du côté des aides de l’État concernant les petites installations solaires. Quelques semaines après que Roland Lescure et Maud Brégeon aient évoqué une modification du guichet ouvert pour les installations de moins de 100 kilowatts-crête (kWc), un texte vient d’être présenté au Conseil supérieur de l’énergie (CSE). Celui-ci prévoierait une énième baisse du tarif d’achat par EDF OA du surplus de production des petites installations solaires.

Actuellement, ce tarif est fixé à 0,04 €/kWh pour les installations comprises entre 0 et 9 kWc, et 0,047 €/kWh pour le segment 9 kWc – 100 kWc. Selon le texte en question, il pourrait tomber à 0,011 €/kWh pour toutes les installations de moins de 100 kWc, à condition que les prix de marché soient positifs. Rappelons qu’avant le 27 mars 2025, ce tarif était fixé à 0,1269 €/kWh pour les centrales de moins de 9 kWc. Cela représente une potentielle baisse totale de 91 % en à peine plus d’un an !

D’ailleurs, le texte prévoit également un tarif de soutien nul en cas de prix négatifs sur le marché, et même une suppression de la prime à l’autoconsommation ! Celle-ci est actuellement de 80 €/kWc installé pour les installations de moins de 9 kWc, alors qu’elle était, avant mars 2025, fixée entre 160 € et 210 € en fonction de la taille de la centrale.

Limiter le pic de production électrique du solaire ?

Cette nouvelle réduction des aides risque d’entraîner un coup d’arrêt du déploiement du photovoltaïque chez les particuliers, et ce n’est peut-être pas un hasard. À mesure que les capacités de production solaire augmentent, on observe un pic de production en milieu de journée qui pourrait à terme conduire à des déséquilibres de réseau si rien n’est fait, et d’augmenter la récurrence des prix négatifs. Seules solutions face à cette surproduction solaire : augmenter la consommation électrique ou stocker le surplus d’énergie.

Or, la consommation électrique française n’augmente toujours pas, et les dispositifs de stockage de l’énergie sont encore peu nombreux sur le territoire national. D’ailleurs, d’un point de vue réseau, encourager l’autoconsommation revient à réduire la consommation, et ne permet donc pas de compenser une éventuelle surproduction. Compte-tenu de cette situation, ralentir le déploiement des installations solaires non pilotables devient l’une des rares solutions immédiates permettant de limiter les risques de surproduction.

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Produire des briques sans émettre de CO₂, voilà en résumé l’ambition de l’entreprise Wienerberger pour son site anglais de Denton. Le leader mondial de la terre cuite s’apprête à convertir l’une de ses usines à l’hydrogène vert. Ce projet préfigure la difficile décarbonation d’un secteur industriel qui repose sur la production de chaleur pour la cuisson de ses produits.

Une usine de production de briques, située dans la banlieue de Manchester, vient d’obtenir un financement de 6 millions de livres sterling (6,9 millions d’euros) pour convertir ses deux fours tunnels à l’hydrogène. Objectif : se passer du gaz naturel pour réduire drastiquement les émissions de CO₂. Le projet est loin d’être modeste, car il va falloir remplacer les 224 brûleurs des deux fours, créer une infrastructure d’approvisionnement en hydrogène, et mettre à niveau le système électrique du site. En revanche, l’intégrité structurelle des fours ne devrait pas être modifiée. Il s’agira de la première usine de brique à hydrogène à l’échelle commerciale dans le monde.

L’hydrogène vert utilisé proviendra du projet Tafford Green Energy, qui consiste à produire de l’hydrogène grâce à un processus d’électrolyse de l’eau. L’électricité utilisée pour produire cet hydrogène sera issue de sources d’énergies renouvelables, à savoir du solaire et de l’éolien. D’une puissance initiale de 20 MW, le projet devrait atteindre, à terme, 200 MW. L’hydrogène sera acheminé jusqu’à l’usine par remorques.

L’usine devrait entièrement fonctionner à l’hydrogène à partir de l’automne 2028. Cette conversion devrait éviter les émissions de plus de 11 000 tonnes de CO₂ par an.

Décarboner la production de briques et de tuiles

Les initiatives se multiplient pour tenter de décarboner l’industrie des briques et des tuiles, mais la tâche est loin d’être simple. Pour obtenir leur résistance, ces matériaux nécessitent une cuisson de longue durée (24 heures) à des températures frôlant les 1000 °C. Pour tenter d’en réduire l’impact, certains mettent en place des systèmes de récupération de la chaleur fatale, tandis que d’autres comptent sur la capture du CO2.

En France, un projet de cuisson à l’hydrogène a été mené par l’ADEME, et a montré que cette technologie n’avait pas d’impact sur la qualité des briques fabriquées, en comparaison au gaz naturel. En revanche, un problème demeure avec cette solution : le prix de l’hydrogène vert. Dans la conclusion de son rapport en 2025, l’ADEME a ainsi indiqué que « le coût de ce vecteur énergétique reste très élevé pour envisager son usage à l’échelle industrielle dans la conjoncture actuelle sans soutien financier local, national ou européen ». Et si la solution à ce problème était située en Moselle, grâce à ses sous-sols riches en hydrogène naturel ?

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