Les consommations très élevées en carburant des bateaux de plaisance sont peut-être de l’histoire ancienne. Une entreprise française est parvenue à concevoir un catamaran 100% électrique, qui ne rejette donc pas de CO₂ à l’utilisation. Son secret ? Un toit couvert de panneaux solaires. 

Le secteur des transports et loisirs maritimes fait partie des challenges les plus difficiles à résoudre de la transition énergétique. Et si des solutions commencent à émerger pour le transport maritime à grande échelle, il existe encore très peu d’initiatives pour rendre les navires de plaisance plus propres. C’est à ce défi qu’a décidé de s’atteler Millikan Boats. L’entreprise, née en Normandie en 2022, travaille à réinventer l’expérience de la navigation en la rendant silencieuse et décarbonée.

Les quatre dernières années de recherche ont abouti à la présentation du Millikan M9, puis il y a quelques mois, du M10. Il s’agit d’un catamaran électrosolaire de presque 10 mètres de long, qui n’embarque aucun moteur thermique. D’un point de vue conception, le navire est d’abord ultra-léger puisqu’il affiche 3,5 tonnes sur la balance en ordre de marche. À titre de comparaison, le Aventura 10 Power, rare catamaran à moteur de la même catégorie (10 mètres), pèse 6,4 tonnes. Ce poids plume est rendu possible par sa conception et par l’utilisation de matériaux connus pour leur légèreté aussi bien pour la structure que pour l’aménagement, avec l’aluminium pour la structure du toit ou le liège pour le parement des meubles des cabines.

Une centrale solaire de 6 kWc sur le toit

C’est d’ailleurs sur ce toit qu’est cachée toute la particularité de ce catamaran. Il est, en effet, couvert de panneaux photovoltaïques pour permettre un chargement presque permanent des batteries. Même certaines parois latérales équipées de panneaux solaires peuvent être relevées à l’horizontal, portant la puissance totale à 6 kWc. Côté batterie, le bateau est doté de 41 kWh de capacité, qui peuvent être augmentés à 61,5 kWh.

Cette association panneaux/batteries confère au bateau une autonomie de 100 miles nautiques (185 km) à une vitesse de croisière de 8 nœuds (14,8 km/h). À seulement 5 nœuds, lorsque la météo le permet, le catamaran possède même virtuellement une autonomie illimitée puisque les panneaux produisent plus que la puissance demandée par les moteurs.

Le transport maritime : un secteur extrêmement difficile à décarboner

Il faut reconnaître qu’avec ces 8 nœuds de vitesse de croisière, le Millikan M10 n’est pas une référence en termes de performance. Cela représente une vitesse normalement réservée aux voiliers, tandis que les bateaux à moteur dépassent souvent allègrement les 20 nœuds. Néanmoins, le résultat énergétique reste très impressionnant, car dans le monde du bateau de plaisance, les consommations sont souvent spectaculaires.

Pour avoir un ordre de grandeur, on considère souvent qu’un moteur de bateau essence consomme, en litre par heure, ⅓ de sa puissance. Un bateau de 300 chevaux va donc consommer aux alentours de 100 litres par heure (!). Pour les motorisations diesel, on parle d’un cinquième de la puissance.

En l’état, il est donc quasiment impossible de rivaliser avec l’essence ou le diesel sans se retrouver avec une autonomie quasi nulle. Pour l’heure, les solutions de décarbonation sont principalement réservées à la vie à bord avec la mise en place de panneaux solaires, en particulier sur les voiliers. Il existe également des solutions d’hydrogénération qui ont l’avantage de fonctionner peu importe la météo, mais qui ont l’inconvénient d’avoir un impact négatif direct sur la vitesse du navire.

Mais avec ce M10, les chantiers Millikan de Caen ouvrent la voie à une nouvelle catégorie de bateaux qui rendent possible d’associer environnement et plaisance.

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Par bien des aspects, l’architecture des turbines à axe horizontal parait peu adaptée à un déploiement offshore à cause des contraintes imposées aux flotteurs. Faute de mieux, c’est pourtant cette technologie que l’on retrouve installée un peu partout dans le monde, à l’image des trois projets français déployés en Méditerranée. Au Japon, un consortium industriel est parti d’une feuille blanche pour réinventer l’éolien en mer, en espérant en faire baisser le coût. 

Dans la baie d’Iki, à l’ouest du Japon, on peut désormais observer une éolienne flottante qui ne ressemble en rien aux turbines actuelles. Il s’agit d’un prototype d’éolienne à axe vertical, d’une puissance de 20 kW pour un diamètre de turbine de 9,3 m. Développé par un consortium industriel japonais, appelé FAWT (Floating Axis Wind Turbine), il doit valider la faisabilité technique d’une telle architecture avant de passer à un prototype plus imposant.

Techniquement, cette éolienne se compose d’un flotteur cylindrique qui tourne simultanément au rotor vertical. L’ensemble est légèrement incliné, de l’ordre de 20° en fonction de la vitesse du vent, pour améliorer la production. Ce dessin a pour principal avantage d’abaisser le centre de gravité de la structure émergée. Les contraintes mécaniques exercées sur le flotteur étant moins importantes, ce dernier peut être réduit, ce qui le rend moins onéreux.

Redéfinir les éoliennes selon les contraintes de la mer

Avec ce projet d’éolienne verticale, le consortium japonais veut revisiter le concept d’éolienne offshore pour ne pas le réduire à une extension des éoliennes terrestres. Ici, l’éolienne est redéfinie en fonction des contraintes que l’on retrouve au large. C’est d’autant plus important pour le Japon que le pays est en retard sur le déploiement de capacités de production d’énergie renouvelable. Néanmoins, il a le désavantage de n’avoir que très peu de zones côtières peu profondes. Ce projet vise donc à accélérer le déploiement de l’éolien offshore, tout en favorisant la création d’une filière industrielle nationale.

Cette fois, c’est la bonne ?

Reste à savoir si ce projet dépassera réellement le stade du prototype. Sur le papier, le principe de l’éolienne à axe vertical multiplie les avantages. De nombreuses startups ont eu l’ambition de révolutionner l’éolien offshore avec des turbines à axe vertical, mais pour le moment, aucune n’a atteint le stade de la commercialisation. C’est vrai pour World Wide Wind, SeaTwirl ou encore Nenuphar.

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L’usine Melox d’Orano va avoir de la concurrence. La startup Newcleo travaille à la construction d’une usine de production de MOX pour alimenter ses futures SMR. Après avoir trouvé un terrain à proximité de la centrale de Nogent-sur-Seine, l’entreprise vient de recevoir un avis favorable de la part de l’ASNR. Objectif de mise en service : 2030. 

La startup franco-italienne Newcleo continue son développement sur le territoire français. Il y a quelques mois, elle annonçait notamment le lancement du débat public pour la construction du LFR-AS-30, un réacteur à neutrons rapides refroidi au plomb de 30 MWe. Situé près de la centrale de Chinon, ce réacteur aura la particularité d’utiliser du MOX, un combustible nucléaire constitué de matières radioactives recyclées.

Dans la continuité de ses réacteurs à neutrons rapides, la startup ambitionne désormais de construire une usine de production de MOX en France, et elle vient de trouver le terrain qui l’accueillera. La future usine sera située à Pont-sur-Seine, dans l’Aube, à une dizaine de kilomètres à l’est de la centrale nucléaire de Nogent-sur-Seine et de ses deux réacteurs de 1300 MWe. Le projet, estimé à 1,8 milliard d’euros, devrait engendrer la création de plus de 800 emplois à moyen terme et même 1700 emplois sur le long terme. Newcleo espère la mise en service d’une première ligne de production d’ici 2030. Deux lignes supplémentaires pourraient ensuite être mises en service d’ici 2040.

D’ailleurs, le développement de l’usine est en bonne voie puisque l’ASNR vient de donner son avis sur le projet, et a indiqué que « les dispositions relatives à la démonstration de sûreté que retient Newcleo au stade d’options de sûreté sont satisfaisantes ».

Newcleo veut conquérir l’Amérique

Au total, ce sont donc 3 milliards d’euros que la startup compte investir en France avec cette usine de production de MOX, son prototype de réacteur ainsi que son centre de R&D et de formation, situé à Chusclan près de Marcoule.

L’ambition de l’entreprise dépasse même les frontières européennes. Il y a quelques mois, une procédure a été engagée auprès de la Nuclear Regulatory Commission (NRC) pour faire homologuer à la fois son réacteur refroidi au plomb, mais aussi son usine de production de MOX. En se tournant vers les États-Unis, Newcleo espère trouver de nouveaux investisseurs pour accélérer son développement. Pour réussir cette incursion en terre américaine, l’entreprise s’est associée à Oklo, une startup californienne pendant un temps présidée par Sam Altman.

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L’échauffement des rivières par les réacteurs nucléaires n’est pas une fatalité, la centrale de Civaux en est le parfait exemple. Mise en service à la fin des années 90, cette centrale de 2990 MWe de puissance est équipée d’un système de refroidissement spécifique qui permet d’éviter l’échauffement de sa source froide : la Vienne. Cette solution devrait inspirer EDF pour adapter le reste de son parc nucléaire au réchauffement climatique. 

Qui dit canicule, dit gestion plus complexe des réacteurs nucléaires pour EDF. Si les fortes chaleurs n’ont quasiment aucun impact sur leur fonctionnement, la gestion de leurs sources froides peut devenir problématique pour les réacteurs situés à proximité de fleuves ou de rivières. En temps normal, de l’eau est prélevée de ces cours d’eau, utilisée pour évacuer la chaleur liée aux réacteurs, puis restituée à une température supérieure.

En cas de forte chaleur, l’eau restituée dépasse les limites réglementaires qui ont été fixées pour réduire les impacts sur les milieux aquatiques. C’est pour cette raison que depuis quelques semaines, EDF doit régulièrement arrêter certains réacteurs.  Actuellement, trois réacteurs sont encore indisponibles, à savoir le réacteur n°2 de Golfech, le réacteur n°3 de Bugey ou encore le réacteur n°2 de Chooz. D’ailleurs, pour la centrale de Golfech, située dans le Tarn-et-Garonne, la durée de l’arrêt est un record pour des raisons environnementales.

Un système qui protège les rivières françaises

D’un point de vueréglementaire, la centrale nucléaire de Civaux, située le long de la Vienne, ne fait pas exception. Ses rejets ne doivent pas échauffer la rivière de plus de 2°C entre l’amont et l’aval, si la température de cette dernière est inférieure à 25°C. Si elle est supérieure à 25°C, ce delta de 2°C tombe à 0°C. D’ailleurs, la Vienne a la particularité de présenter un débit irrégulier avec des crues régulières en hiver, et débit faible l’été.

Néanmoins, cette centrale, qui est l’une des plus récentes du parc d’EDF, dispose de plusieurs avantages à ce sujet. D’abord, elle est équipée des deux tours aéroréfrigérantes les plus hautes de France, avec 178 mètres. Le système a été dimensionné dès sa conception pour prendre en compte les irrégularités de la Vienne. De ce fait, on y trouve un système de refroidissement additionnel qui permet de mieux refroidir l’eau restituée, par l’intermédiaire de 4 petites tours aéroréfrigérantes. Celui-ci confère également à la centrale une autonomie de refroidissement 10 jours sans prélèvement dans la Vienne.

Dans un récent reportage de France Info, Christophe Rieu, directeur du site, explique que la centrale peut produire « à pleine puissance, canicule ou pas, sans aucun impact sur l’environnement ». Le jour de ce reportage, l’eau prélevée affichait une température de 26,77°C, tandis que l’eau rejetée n’était à 22,57°C.

Un système applicable aux autres centrales françaises ?

Face à des épisodes de canicule de plus en plus fréquents, EDF travaille à l’adaptation de ses réacteurs nucléaires situés en bords de cours d’eau. L’électricien envisage d’investir près de 8,7 milliards d’euros sur les quinze prochaines années sur ce sujet. La reproduction de solutions comparables de celle de Civaux est une piste à envisager pour limiter l’arrêt des réacteurs sans nuire à la biodiversité aquatique des fleuves et rivières concernées. Elle pourrait par exemple être déployée à Golfech, située le long de la Garonne, et arrêtée depuis le 9 juillet à cause des températures.

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En pleine crise des énergies fossiles, l’électricité joue les rôles de valeur refuge. Mais malheureusement, même la fée électrique voit son tarif augmenter à partir du 1er aout. 

Bercy avait pourtant promis le contraire, en décembre 2025. Le tarif de l’électricité va bien augmenter au 1er août prochain, suite aux recommandations de la Commission de régulation de l’énergie (CRE). Le gouvernement a ainsi indiqué qu’il « donnera suite à la proposition de la Commission de régulation de l’énergie, qui doit notamment permettre d’investir dans le maintien de capacités de production pour la saison hivernale et l’entretien de nos réseaux publics d’électricité, dont chacun a pu mesurer l’importance lors des épisodes de chaleur extrême ».

Comprenons donc que cette hausse est principalement liée à l’augmentation du Tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE). Elle devrait répondre aux besoins d’investir dans le maintien de capacités de production pour la saison hivernale, ainsi que l’entretien des réseaux publics d’électricité. Comme l’indique le gouvernement, ce dernier a été mis à mal par les fortes chaleurs. Sous les trottoirs, la température peut atteindre les 80°C, détériorant ainsi les vieux câbles qui finissent par provoquer des court-circuits.

Heureusement, l’augmentation est modeste, puisqu’on parle de 2,5%. Cela représente une hausse d’environ 26€ TTC par an pour un foyer consommant 4,5 MWh/an. Au 31 mars 2026, on comptait 29,37 millions de clients résidentiels abonnés au TRVE, contre 19,75 millions fin septembre 2025.

Une nouvelle organisation depuis le 1er janvier

La promesse d’un tarif stable de l’électricité n’aura donc pas duré. Il faut dire que depuis le début de l’année, les changements sont nombreux, notamment avec la fin de l’Arenh et le début du nouveau mécanisme qui encadre le prix de la production nucléaire : le VNU.

À cette modification s’ajoutent des réflexions profondes sur l’adaptation du réseau aux énergies renouvelables qui sollicitent de manière totalement différente le réseau électrique par rapport aux centrales plus traditionnelles. Rappelons qu’au 1er février 2026, le prix de l’électricité avait bien baissé, mais de seulement 0,83%.

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Le secteur des SMR bouillonne aux USA. Portés par une politique gouvernementale extrêmement favorable, les projets se multiplient, à l’image de celui porté par une jeune startup floridienne portant le nom d’AMPERA. Au programme : de l’impression 3D, du thorium et un réacteur pas plus gros qu’un conteneur maritime. 

Le secteur des SMR continue d’être porté par des acteurs privés qui ont l’ambition de démocratiser le nucléaire, grâce à des technologies de plus en plus accessibles.  C’est dans cette dynamique qu’on retrouve AMPERA. Encore inconnue il y a peu, cette startup floridienne a pris très au sérieux la notion d’industrialisation et imagine ses micro-réacteurs comme des « modules d’énergie » de la dimension de conteneurs maritimes, qui pourraient être expédiés un peu partout dans le monde. Ces modules se destinent à l’alimentation data center, de navires ou encore de sites isolés.

D’un point de vue technique, le micro-réacteur développé par AMPERA a plusieurs particularités qui le distinguent des autres technologies de SMR. D’une puissance comprise entre 15 et 30 MWe, il utilise du thorium comme combustible primaire, sous la forme de particules TRISO. Surtout, il fonctionne à un régime subcritique. Comprenez que son noyau ne peut générer par lui-même une réaction en chaîne. De ce fait, le réacteur est équipé de générateurs de neutrons externes qui fournissent en continu la quantité de neutrons nécessaires pour bombarder le thorium et en faire de l’uranium fissile. Cette technologie à générateur de neutrons permet non seulement de moduler facilement la puissance du réacteur, mais également de lui offrir une grande réactivité tout en conservant un haut niveau de sûreté.

L’impression 3D au coeur de l’industrialisation du procédé

En parallèle, AMPERA a imaginé son réacteur comme un conteneur maritime scellé pour une trentaine d’années, ce qui signifie qu’il ne nécessite aucun rechargement de combustible et aucune gestion des déchets durant cette période. D’ailleurs, la startup travaille à la mise au point d’un modèle de location et de contrôle du réacteur à distance pour simplifier au maximum la gestion du réacteur par le client final.

D’un point de vue industriel, AMPERA veut également innover pour atteindre la production de plus de 300 unités par an. Pour cela, elle mise sur la fabrication additive, et vient d’ailleurs de dévoiler un prototype de coeur du réacteur imprimé en 3D grâce à du carbure de silice. L’utilisation de la fabrication additive permet de réaliser une structure d’une grande complexité, ici décrite comme « un noyau gyroïde monolithique sphérique ». Cette forme offre un rapport volume/surface très élevé permettant de maximiser les échanges thermiques tout en homogénéisant la distribution des flux neutroniques. Pour finir, AMPERA mise une production d’électricité reposant sur un cycle fermé de type Brayton utilisant du CO2 supercritique. Il n’aurait, de ce fait, pas besoin d’eau pour fonctionner. Objectif : commercialiser ces modules nucléaires à partir de 2030.

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L’attente aura été longue, mais l’enjeu est immense : permettre à la France d’atteindre le « zéro émission » en 2050. La Stratégie nationale bas carbone vient d’être dévoilée dans sa version définitive, de quoi permettre au pays de se mettre en mouvement vers un monde décarboné. 

Voilà une publication qui était attendue. Quelques mois après la Programmation pluriannuelle de l’énergie 3 (PPE3), c’est au tour de la Stratégie nationale bas carbone 3 d’être dévoilée. Le document, de plus de 700 pages, aura été travaillé et retravaillé à de très nombreuses reprises pour enfin atteindre une forme de consensus.

Il faut dire que la tâche est colossale : la SNBC 3 a la lourde responsabilité de dicter les objectifs de la France à court, moyen et long terme pour atteindre la neutralité carbone d’ici 2050. Elle a été rédigée avec 7 objectifs principaux en tête, à savoir :

• Réduire de 50% nos émissions sur le sol français par rapport à 1990,
• Atteindre la neutralité carbone en 2050,
• Garantir la souveraineté énergétique et sortir des énergies fossiles (fin du charbon 2030, fin du pétrole d’ici 2045 et fin du gaz fossile en 2050),
• Réduire l’empreinte carbone de la France,
• Garantir une transition juste et soutenable socialement et économiquement,
• Consolider les puits de carbone naturels,
• Réduire notre consommation d’énergie finale.

Pour avoir une chance d’atteindre ces objectifs, ce sont tous les secteurs d’activité qui sont concernés : énergie, transport, bâtiment, industrie. Chaque secteur à sa feuille de route à suivre avec des objectifs propres d’ici 2030, puis 2050. Dans le domaine de l’énergie, qui nous intéresse le plus, le constat est simple : la production et la transformation d’énergie en France a émis 31 Mt de CO2e en 2024, ce qui représente 8% des émissions brutes du pays. Ces émissions devront être réduites de 69% d’ici 2030 par rapport à leur niveau de 1990, puis de 96% d’ici 2050.

La neutralité carbone d’ici 2050, un objectif encore atteignable ?

Sur la papier, la SNBC3 affiche des objectifs très ambitieux. Mais si l’État et les différents secteurs d’activité savent désormais à quoi s’en tenir et comment avancer, rien ne garantit la réussite de cette stratégie. L’atteinte de la neutralité carbone notamment par des objectifs annuels de réduction des émissions de CO2, à savoir :

• 3% de réduction par an entre 2017 et 2024,
• 5% de réduction par an entre 2024 et 2030,
• 7% de réduction par an entre 2030 et 2050.

Pour l’heure, le constat est plus que moyen : on a observé une première baisse des émissions en 2018, et qui ont augmenté jusqu’à atteindre des records en 2022 et 2023 avec des réductions d’émissions de 3,9% et 6,8%. Mais depuis, ces baisses restent inférieures à 2%, soit bien moins que l’objectif. En 2025, on n’a constaté qu’une réduction de 1,4% de réduction du CO2. Pour espérer garder le cap, il est donc urgent d’accélérer la transition et notamment d’électrifier les usages, sans quoi la neutralité carbone ne pourra être atteinte en 2050.

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Alors que la situation géopolitique est plus complexe que jamais au Moyen-Orient, l’Union Européenne s’organise pour retrouver son indépendance énergétique. Sans surprise, c’est sur l’électricité que reposent tous les espoirs du Vieux Continent. 

La Guerre en Iran continue de bouleverser l’échiquier énergétique mondial. Pendant que la crise du détroit d’Ormuz dicte le prix des énergies fossiles partout à travers le monde, l’Europe réfléchit à des solutions pour retrouver son indépendance et ne plus subir ce type de situation. Il faut dire qu’au-delà l’aspect stratégique, l’impact financier de cette situation est très élevé. Depuis la fin du mois de février, les importations européennes de gaz et de pétrole ont coûté 50 milliards d’euros de plus que d’habitude à l’Europe ! Ce n’est pas prêt de s’améliorer, car malgré un mémorandum d’entente signé en juin 2026 entre l’Iran et les États-Unis, la situation est de nouveau crispée, et les échanges de frappes ont repris.

Selon Reuters, l’Union Européenne miserait donc beaucoup sur l’électrification des usages, et préparerait un plan en ce sens. Ce plan, dont la publication devrait avoir lieu le 17 juillet, va comprendre une série de mesures politiques et de programmes de financements destinés à orienter l’économie vers l’électricité au détriment du pétrole et du gaz.

Véhicules électriques, pompes à chaleur et électrification des processus industriels

Techniquement, ce plan devrait se matérialiser par un objectif de part minimal d’électricité dans la consommation d’énergie finale dans l’Union Européenne d’ici 2040. Pour le moment, aucun pourcentage n’a été dévoilé, sans doute parce que les discussions à ce sujet se poursuivent encore.

L’objectif de ce plan est simple : faciliter le basculement vers l’électrification, malgré des investissements initiaux souvent plus élevés qu’avec les énergies fossiles. Pour y parvenir, plusieurs mesures sont envisagées comme l’obligation d’installer des pompes à chaleur dans les bâtiments publics, ou permettre la baisse de la TVA sur certains produits comme les batteries domestiques, les voitures électriques ou les pompes à chaleur. Dans un second temps, des appels d’offres pourraient être lancés pour financer des projets industriels produisant de la chaleur décarbonée.

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Augmenter la production photovoltaïque grâce à un simple film réfléchissant, c’est en substance ce que propose une startup canadienne. Bien décidée à révolutionner le secteur tout entier, elle s’apprête à vendre la licence de sa technologie aux plus grands fabricants mondiaux. 

Voilà maintenant des décennies que les chercheurs du monde entier tentent de mettre au point les panneaux photovoltaïques les plus efficaces possibles. Mais ils doivent composer avec un obstacle qui paraît infranchissable : la limite de Shockley-Queisser. Cette dernière fixe l’efficacité théorique maximale d’une cellule solaire à jonction unique, approchant les 30%.

Face à cette difficulté, l’entreprise québécoise Reflect10 a choisi une approche radicalement différente, qui lui aurait permis d’obtenir une production d’électricité 20% supérieure à un panneau solaire classique.

Améliorer l’architecture des modules, plutôt que le rendement des cellules

Cette approche consiste à se concentrer sur l’architecture des modules photovoltaïques plutôt que sur la structure des cellules en tant que telles. Reflect10 propose ainsi l’intégration d’une surface réfléchissante à la géométrie complexe dans les modules photovoltaïques, ce qui permet une capture accrue des photons sans avoir à augmenter la surface totale du panneau. C’est ce qu’elle appelle la « Réflectricité ».

L’entreprise reste volontairement floue sur les détails techniques de sa solution, car cette dernière est protégée par trois demandes de brevets. Outre de nombreuses simulations informatiques, l’entreprise a mené deux campagnes de tests en conditions réelles à la fin de l’été 2025 et en mai 2026 au Canada et au Maroc. Les résultats, encourageants, ont même été analysé et confirmés par l’Institut photovoltaïque d’Île de France (IPVF).

Ce dernier a indiqué que la technologie reposait sur le régime de l’optique géométrique, régi par les lois de Snell-Descartes. Toujours selon l’institut français, les gains calculés sont non seulement intéressants, mais ont en plus l’avantage de ne pas être spécifiques à l’échelle de test choisie. Autrement dit, ils sont transposables à des installations plus grandes. Outre l’IPVF, l’Institut national d’optique du Canada a également rendu un avis scientifique favorable.

Un gain important à des moments cruciaux

Sur le papier, cette nouvelle technologie affiche de nombreux avantages. D’abord, elle est transposable à toutes les technologies de cellules du marché, et pourrait s’adapter parfaitement au repowering des parcs existants.

Elle a également l’avantage d’augmenter significativement la production d’électricité quand le soleil est plus rasant, à savoir le matin et en fin de journée. Lors de cette période, la production mesurée a presque triplé par rapport à une solution classique. En parallèle, cette technologie permet une hausse de 19% de la production sous lumière diffuse, notamment par temps nuageux.

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La France et la Belgique associent leurs forces en matière d’hydrogène vert, à travers John Cockerill et sa filiale McPhy. Objectif : rendre cet technologie inéluctable pour la transition énergétique européenne grâce à un tout nouvel électrolyseur innovant. 

L’histoire de l’entreprise française McPhy, pionnière de l’hydrogène vert, aurait pu s’arrêter en juillet 2025, moins de deux ans après l’inauguration d’une gigafactory flambant neuve. Du fait de mauvais résultats financiers, consécutifs d’un marché encore poussif, l’entreprise est placée en liquidation judiciaire. Heureusement, une partie de ses activités sont rachetées par le belge John Cockerill Hydrogen, notamment la gigafactory située à Belfort.

Un an plus tard, John Cockerill Hydrogen vient de présenter dans l’usine de Belfort un prototype de stack d’électrolyse de 5 MW, fruit d’un an de travail entre les équipes des deux entités. Cet équipement innovant impressionne, avec ses 7 mètres de long pour 2 mètres de diamètre et 30 tonnes sur la balance.

Il s’agit du coeur de l’électrolyseur, qui a la particularité d’embarquer des cellules en polymère plutôt qu’en acier. Ce choix de matériau permet au stack de mieux réagir dans le temps à la potasse, un élément essentiel de l’électrolyseur, mais extrêmement corrosif. Si les prochains essais de ce stack sont concluants, sa commercialisation pourrait débuter dès la fin de l’année. Une ligne de production sur-mesure lui sera dédiée pour permettre une fabrication 100% française.

Une filière qui lutte toujours pour sa démocratisation

John Cockerill Hydrogen a bien conscience qu’il joue gros en reprenant McPhy et en misant sur le développement de l’hydrogène vert. En effet, si ce dernier est évoqué depuis de nombreuses années comme étant l’une des solutions à la transition énergétique, la réalité est beaucoup moins flatteuse.

D’un côté, l’hydrogène vert peine à concurrencer l’hydrogène gris encore 3 fois moins cher, tandis que l’hydrogène naturel est de plus en plus plébiscité. D’ailleurs, l’est de la France disposerait de réserves colossales. Pour se donner toutes les chances de réussir, John Cockerill Hydrogen doit donc limiter les coûts par tous les moyens possibles, notamment en permettant un assemblage entièrement automatisé, qui entraîne une réduction de 15% le coût total de chaque électrolyseur.

Outre l’innovation et la poursuite d’un coût de production toujours plus faible, l’hydrogène vert nécessitera vraisemblablement le soutien de l’Europe pour s’imposer dans le paysage de la transition énergétique.

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Les effets de la canicule se font de plus en plus ressentir, même auprès d’EDF. L’énergéticien français a notamment été contraint de réduire sa puissance nucléaire de près de 9 GW à cause des fortes chaleurs. À Bugey, EDF a mis en place une stratégie différente pour assurer la sécurité du réseau électrique, en obtenant une dérogation concernant la température de ses rejets dans le Rhône. 

Depuis quelques mois, les vagues de chaleur s’enchaînent sur tout l’Hexagone. Et si EDF et RTE ont tenu un discours rassurant jusqu’ici, plusieurs signaux d’alarme ont été tiré. Du fait de l’épisode caniculaire actuel, la puissance du parc nucléaire a été réduire de 14% au total. Au niveau de la centrale du Bugey, EDF a été autorisé à dépasser les seuils réglementaires de rejets d’eau chaude dans le Rhône.

En temps normal, la température de l’eau rejetée dans le Rhône ne doit pas dépasser une température de 26°C entre juin et septembre. EDF a proposé d’augmenter cette température de 1°C. Sans modification de cette température, EDF serait contraint de diminuer la production électrique des réacteurs n°3, n°4 et et n°5, voire même de les arrêter afin de limiter l’échauffement du Rhône. Mais leur fonctionnement est requis par le gestionnaire du réseau de transport d’électricité (RTE) pour assurer la sécurité du réseau électrique. D’ailleurs, le ministère chargé de l’énergie a confirmé cette nécessité. Cette dérogation est prévue jusqu’au 20 juillet inclus.

Des dérogations déjà accordées en 2003, 2006 et 2022

Les quatres réacteurs opérationnels de la centrale de Bugey ont tous été mis en service à la fin des années 70, et appartiennent au palier CP0. Ils affichent tous les 4 une puissance nette proche des 900 MWe. Mais si leur conception est très proche concernant la partie nucléaire, leurs systèmes de refroidissement divergent. Les réacteurs n°2 et n°3 disposent d’un circuit de refroidissement « ouvert », ce qui signifie qu’ils sont directement refroidis par l’eau du Rhône. Les réacteurs n°4 et n°5 sont refroidis par l’air, au moyen de quatre tours aéroréfrigérantes de 128 mètres de haut. De ce fait, ce sont principalement les réacteurs à circuits ouvert qui contribuent le plus à l’échauffement du Rhône. À pleine puissance, les 4 réacteurs prélèvent 90 m3/s, et restituent 89 m3/s, ce qui représente presque 45% du débit total du fleuve.

Ce type de dérogation n’est pas une nouveauté puisqu’elle a déjà été accordée en 2003, 2006 et 2022. Face à la tendance générale au réchauffement, et pour que cette dérogation ne devienne pas habituelle, EDF travaille actuellement sur un plan d’adaptation. L’électricien souhaite investir 8,7 milliards d’euros sur 15 ans pour adapter son parc au réchauffement climatique.

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Malgré le déploiement progressif d’alternatives moins carbonées (comme le biogaz), le gaz devrait connaître une importante baisse de consommation au cours des prochaines décennies. Pour accompagner ce déclin de consommation dans les meilleures conditions possibles, la CRE travaille sur différents scénarios. L’une des solutions consiste à supprimer des portions de réseaux quand elles ne sont plus utilisées. 

Pour la CRE, la gestion du réseau de distribution de gaz jusqu’en 2050 a des allures de casse-tête. Transition énergétique oblige, la consommation devrait décliner au cours des trois prochaines décennies. Mais malgré ce déclin potentiel, l’institution française a la lourde tâche d’organiser le marché pour permettre le maintien d’un tarif incitatif pour les utilisateurs actuels, rendre possible les investissements afin de maintenir l’état du réseau, et ne pas rogner sur les tarifs des futurs utilisateurs.

Dans un rapport publié le 1er juillet, la Commission de régulation de l’énergie a présenté les pistes qu’elle compte explorer à ce sujet, pour tenter d’enrayer l’effet ciseau. Si rien n’est fait, le coût des infrastructures devrait rester stable, mais sera réparti sur un moins grand nombre de clients, qui devront donc payer de plus en plus cher.

L’une des solutions évoquées consiste à rendre possible la fermeture progressive de certaines portions de réseau. Aujourd’hui, GRDF, qui gère le réseau, ne peut pas déraccorder un client de sa propre initiative, même lorsque le maintien du raccordement ne se justifie plus. De ce fait, un logement dans lequel le gaz n’est utilisé que pour la consommation peut entraîner le maintien de toute une portion de réseau. La CRE veut permettre le repli du réseau là où il n’a plus d’avenir. Organisée par un cadre juridique, cette gestion reposerait sur trois principes fondamentaux :

• Un déclenchement justifié par un réinvestissement nécessaire, mais très lourd pour une portion peu utilisée,
• L’existence d’une alternative énergétique viable comme l’électricité ou le réseau de chaleur,
• Un effort de prévenance et un accompagnement soutenu pour permettre aux consommateurs de basculer sur une autre énergie dans les meilleures conditions possibles.

La commission a déjà repéré les zones les plus propices à un réseau, avec notamment une énergie de substitution. Évidemment, certains consommateurs seront protégés de ce système comme les industries pour lesquelles le gaz est difficile à remplacer.

10 milliards d’euros nécessaires au démantèlement du réseau gaz ?

Toujours dans l’objectif d’anticiper le cadre juridique qui englobe la distribution de gaz en France, la CRE a également étudié ce que pourrait coûter le démantèlement du réseau gaz d’ici 2050. Selon les scénarios envisagés, ce coût pourrait s’élever à 10 milliards d’euros pour mettre en sécurité le réseau, déposer les canalisations et sécuriser les branchements. Comme ces coûts n’apparaissent qu’à la fermeture des ouvrages, leur ampleur dépend du nombre de consommateurs de gaz restant en 2050.

Si cette projection n’est en aucun cas un programme de démantèlement, elle permet de se poser une question cruciale : qui paiera la facture de ce démantèlement ? Pour éviter que seuls les opérateurs du réseau aient cette charge économique, la CRE envisage de provisionner ces coûts en avance via le tarif du gaz, ou encore de faire appel à un financement externe comme le budget de l’État.

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La construction de nouveaux réacteurs n’est pas un long fleuve tranquille, en particulier en France. Le programme EPR2 est d’une grande complexité technique, mais aussi administrative. Preuve en est : le programme est étudié à la loupe par la Commission Européenne, qui veille au respect de la concurrence. D’ailleurs, les contrats à long terme souhaités par EDF iraient à l’encontre du marché de l’énergie. 

Officiellement, le projet des 6 EPR2 suit son cours. Mais en coulisse, le passage par la case Commission Européenne engendre des tensions qui persistent. Le projet français vient d’être évalué par la Commission Européenne, qui a notamment analysé en détails trois mécanismes considérés comme des aides de l’État pour mener à bien le projet, à savoir :

• Le prêt bonifié. 60% des coûts de construction devraient être issus d’un prêt financé par le Fonds d’épargne géré par les Caisse des Dépôts et consignations. Son montant est estimé à 44 milliards d’euros.
• Le Contrat pour Différence. Chaque réacteur fait l’objectif d’un CfD pour 40 ans à partir de sa date de mise en service, avec un prix de référence estimé entre 85 et 115€/MWh.
• Le partage des risques. La France prévoit un mécanisme des partage des risques pour protéger la société spécialement créée pour la construction des réacteurs. Si la société en question est exposée à certains risques, elle pourra bénéficier d’une compensation.

De manière générale, la Commission Européenne a émis des réserves concernant la nécessité de proportionnalité de l’aide et de possibles effets négatifs sur la concurrence. Elle veut, en effet, privilégier à tout prix le marché, tandis que la France veut mettre en place des contrats à long terme pour vendre l’électricité de ses réacteurs. Selon les Echos, une personne proche du dossier aurait déclaré : « La Direction de la concurrence à Bruxelles ne bouge pas d’un iota. A un moment, ça risque de bloquer si elle reste sur sa logique idéologique de concurrence pure et parfaite, contre les monopoles historiques ».

Un planning déjà mis à rude épreuve

Sans accord trouvé dans les prochaines semaines, c’est tout le planning de construction des EPR2 qui pourrait être décalé. Pour l’heure, la prochaine étape concerne la décision finale d’investissement qui devrait être connue d’ici la fin 2026. Ensuite, le rythme devrait être extrêmement soutenu pour espérer la mise en service du premier EPR2 d’ici 2038 à Penly.

D’ailleurs, face au fiasco chronologique de l’EPR de Flamanville, la gestion des délais d’EDF est plus que jamais scrutée au microscope. L’électricien français doit pouvoir montrer son savoir-faire, en France, mais aussi à l‘étranger. Reste désormais à savoir si un accord va pouvoir être trouvé avant qu’il ne soit trop tard.

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Ce sera plus long que prévu. Au 1ᵉʳ juillet, tous les parkings des grands centres commerciaux devaient permettre la production d’énergie solaire tout en proposant de l’ombre aux automobilistes. Mais finalement, un dixième d’entre eux sont équipés. Une situation qui pourrait engendrer des amendes pouvant atteindre 40 000 € par an. 

On voit des chantiers fleurir un peu partout en France depuis quelques mois, mais ce n’est pas suffisant. L’article 40 de la loi relative à l’accélération de la production d’énergies renouvelables, promulguée en mars 2023, stipule que la totalité des parkings de plus de 10 000 mètres carrés doit être dotée d’ombrières photovoltaïques depuis le 1ᵉʳ juillet 2026. Pourtant, il semblerait que seulement 10 à 15 % d’entre eux soient réellement équipés.

L’année dernière, une modification de la loi devait en théorie faciliter son application. L’article de loi original obligeait une couverture de 50 % de la surface des parkings avec des ombrières photovoltaïques. Désormais, tout ou partie de cette surface peut être équipée par de la végétalisation capable d’assurer de l’ombre. Néanmoins, cette modification a amplifié l’incertitude législative qui entoure la solarisation des parkings.

Jusqu’à 40 000 € d’amende par an

Les principaux acteurs de la grande distribution ont régulièrement rappelé leur opposition à cette loi de solarisation des parkings. Dans la pratique, cette dernière nécessite la mobilisation d’importantes zones foncières pendant 15 ans à 20 ans, pour les sociétés en charge des ombrières.

Toujours est-il que les différentes entreprises concernées vont devoir se rattraper rapidement, car l’amende peut monter à 40 000 € par an pour les parkings dépassant les 10 000 m². Par exemple, Carrefour a récemment indiqué à l’AFP avoir lancé 80 chantiers sur ces derniers mois, et obtenu 160 permis de construire. Rappelons que les propriétaires de parkings de moyenne surface, entre 1 500 et 10 000 m², ont jusqu’en juillet 2028 pour installer leurs propres ombrières photovoltaïques.

Si l’application de cette loi se montre plus laborieuse que prévu, l’installation de ces ombrières photovoltaïques a plus de sens que jamais. En plus de participer à hauteur de 20% à 30% de la consommation électrique des enseignes concernées, l’ombrage créé participe à l’adaptation des zones urbaines au bouleversement climatique.

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La nature a de la ressource, et nous le prouve tous les jours ! Il y a plus de 30 ans, plusieurs pays décidaient de déverser des centaines de milliers de fûts radioactifs dans les fonds marins pour s’en débarrasser, laissant ainsi présager le pire. Finalement, si une partie de ces fûts est dans un état désastreux, la biodiversité des fonds marins ne s’est pas arrêtée pour autant. Un signal encourageant pour l’avenir. 

L’été dernier, le navire océanographique français « Atalante » appareillait pour le nord-ouest de l’océan Atlantique afin de repérer quelques-uns des 200 000 fûts radioactifs qui avaient été jetés dans les fonds marins entre 1950 et 1990. Pour mener à bien cette mission, le navire avait été équipé de l’engin sous-marin UlyX pour faire un repérage précis et mettre en évidence des zones de grand intérêt.

En juin de cette année, c’est le navire « Pourquoi Pas ? » qui a pris le relais pour la suite de la mission, en embarquant à son bord l’historique sous-marin Nautile. Après avoir exploré l’épave du Titanic ou participé aux recherches du vol AF447, le sous-marin de poche a donc réalisé 20 plongées en 20 jours afin d’explorer ces zones d’intérêt précédemment repérées. Chaque plongée à 4700 mètres de profondeur a nécessité deux heures de descente pour cinq heures d’exploration.

Les fûts radioactifs abîmés n’empêchent pas la vie de se répandre

Au cours des plongées du Nautile, les scientifiques ont notamment observé des fûts dans un état de dégradation avancé. Les observations ont même montré que certains des fûts étaient éventrés et déversaient leur contenu. Il a été possible de déterminer le type de matériaux utilisé pour l’enrobage, à savoir de la résine, du bitume ou du ciment. Rappelons qu’avant d’être immergés, les déchets radioactifs étaient chargés dans ces fûts, avant que ces derniers ne soient remplis de matériaux comme de la résine ou du béton.

Selon les observations réalisées, l’état de dégradation de certains de ces fûts n’a pas freiné le développement de la vie sous-marine. Plusieurs formes de vie se sont même lancées dans la colonisation des fûts. On a découvert des anémones, des éponges ou même des crabes.

Durant les explorations, le Nautile a prélevé des sédiments, de l’eau, des organismes et des communautés microbiennes. En parallèle, plusieurs mesures de radioactivité correspondant au contenu des fûts étaient réalisées, en particulier pour le matériel du Nautile. L’objectif de ces prélèvements est d’objectiver les mécanismes de transfert et de transport des radionucléides dans l’océan profond ainsi que leur impact sur les écosystèmes des fonds marins.

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L’Inde travaille activement à devenir l’un des principaux acteurs du nucléaire à l’échelle internationale, et cet effort commence à porter ses fruits. Le pays vient d’enregistrer la première production d’hydrogène issu du nucléaire. 

L’Inde vient de réussir une première mondiale : produire de l’hydrogène grâce à la chaleur d’un réacteur nucléaire. Cette première a été rendue possible avec un Fast thorium breeder reactor (FTBR), un réacteur rapide surgénérateur au thorium expérimental. Celui-ci, lancé en 1985, dispose d’une puissance de 40 MWth et se trouve dans le centre de recherche atomique Indira Gandhi (IGCAR) de Kalpakkam.

Aujourd’hui, l’hydrogène est principalement produit par vaporeformage du méthane, une technologie très émettrice en CO₂. Les solutions de production d’hydrogène vert reposent presque intégralement sur l’électrolyse de l’eau, et ne représentent qu’un petit pourcent des 97 millions de tonnes produites par an. Elles nécessitent énormément d’électricité. C’est pour ça que cette réussite indienne est porteuse d’espoir.

Le centre de recherche atomique Bhabha a mis au point une technologie reposant sur un processus thermochimique. Celui-ci consiste à diviser l’eau en hydrogène et en oxygène grâce à une série de réactions chimiques à haute température. Ici, c’est le cycle cuivre-chlore qui a été utilisé. Il a l’avantage de nécessiter une température relativement basse de 530 °C, atteignable avec les réacteurs nucléaires de troisième ou quatrième génération comme le réacteur rapide indien. Ce processus ne nécessite que peu d’électricité en comparaison à l’électrolyse.

L’Inde mise beaucoup sur le nucléaire

Avec ce démonstrateur, l’Inde affiche clairement ses ambitions en matière de nucléaire : passer de l’acquisition de technologies à l’autonomie technologique, car cette technologie a été entièrement développée en interne. De manière plus générale, le pays veut faire du nucléaire un atout majeur pour son développement. Objectif : atteindre 100 GW de capacité d’ici 2047.

En attendant de mettre en service de nouveaux réacteurs, le pays s’est récemment illustré en remettant en service les deux réacteurs à eau bouillante de la centrale de Tarapur. Ces derniers sont désormais les plus vieux réacteurs en service au monde, puisque leur connexion au réseau date de 1969. Les deux réacteurs conçus par GE auront nécessité six ans de travaux avec notamment le remplacement complet des circuits de recirculation du fluide de refroidissement. Initialement affichés à 200 MWe, les deux réacteurs sont désormais limités à 160 MWe pour des raisons techniques.

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La Dordogne et ses vallées encaissées pourraient bien constituer le nouvel eldorado d’EDF. L’électricien français rêve d’y installer de nouvelles STEP pour stocker de l’énergie.

Tous les voyants sont au vert, pour donner une nouvelle impulsion à l’hydroélectricité en France. Suite à l’accord trouvé entre la France et la Commission européenne, Bernard Fontana veut refaire de l’énergie hydraulique une priorité avec le nucléaire.

De ce fait, EDF cherche à augmenter ses capacités de production et de stockage. Si des projets émergent un peu partout en France, la Dordogne concentre une grande partie des espoirs de l’électricien. Le fleuve (ou la rivière selon les points de vue) prend sa source sur les flancs du majestueux puy de Sancy. Puis, il fait son chemin jusqu’à l’estuaire de la Gironde à travers de nombreuses vallées encaissées, un terrain idéal pour y construire des barrages. Ce n’est donc pas un hasard si la Dordogne compte pas moins de 28 centrales hydroélectriques comme le barrage de Bort-les-Orgues et ses 235 MW de puissance installée, ou le barrage du Chastang, d’une puissance de 290 MW.

Transformer les barrages en STEP

En l’état, difficile d’imaginer de nouveaux barrages à travers la Dordogne. En revanche, depuis déjà plusieurs décennies, EDF rêve de pouvoir y stocker de l’énergie grâce à la construction de stations de transfert par pompage (STEP). On peut, par exemple, citer le projet historique de Redenat, qui a été stoppé en plein travaux, en 1982, à cause d’un contexte économique défavorable. Mais les besoins grandissants en stockage d’énergie pourraient faire renaître le projet. La STEP de Redenat s’appuie sur le barrage de Chastang, et consiste à créer un réservoir haut pour créer une centrale de 1200 MW pour une capacité de stockage de 20 GWh.

Ce n’est pas tout. Plus en amont, il semblerait qu’EDF travaille discrètement sur un autre projet de STEP faisant du barrage de l’Aigle la retenue inférieure. Selon une association locale, le réservoir haut pourrait être créé dans la vallée de l’Héritier, et aboutir à la construction d’un barrage de plusieurs dizaines de mètres de haut. Pour l’instant, EDF n’a rien confirmé ni infirmé, mais on peut distinguer des traces de sondages et de relevés ici ou là.

Si le potentiel du site est confirmé, il ne fait aucun doute que la création d’une telle retenue fera l’objet de débats, voire de protestations du fait d’un impact incontournable sur la biodiversité locale. Ceci dit, si l’impact environnemental initial des STEP est important, les capacités de stockage qu’elles offrent sont encore inégalées.

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Les petits réacteurs nucléaires modulaires (SMR) sont souvent cités comme la solution ultime pour décarboner de nombreux secteurs d’activités. Mais pour le moment, rares sont les projections concrètes qui permettent de confirmer ces espoirs. Un géant de l’industrie portuaire a décidé de sauter le pas et d’analyser concrètement comment les réacteurs modulaires pourraient décarboner les ports du monde entier. 

Parmi les nombreux espoirs que suscite la technologie des Small modular reactors (SMR), on peut citer la décarbonation des installations portuaires. C’est en tout cas l’un des objectifs de DP World, troisième exploitant portuaire au monde. L’entreprise vient de s’associer à l’institut Terra Water et au CEA pour réaliser une étude sur l’intérêt des SMR dans la décarbonation des installations portuaires.

Cette étude portera spécifiquement sur l’implantation d’un SMR sur le port de Constanța, en Roumanie. Ce dernier est considéré comme le plus grand port de la mer Noire. L’étude devrait notamment consister à modéliser les demandes énergétiques du port entre 2030 et 2050, et à analyser la faisabilité technique, stratégique et économique d’une telle opération.

Les zones portuaires, sites stratégiques pour la décarbonation

Outre la décarbonation du transport maritime en lui-même, celle des installations portuaires est également un vaste défi. À mi-chemin entre logistique et industrie, ces installations ont beaucoup à faire pour réduire leur empreinte carbone, notamment via l’accélération de l’électrification des différents postes comme la manutention, ou l’alimentation des navires à quai. D’ailleurs, c’est ce qu’a récemment inauguré le port de Marseille-Fos.

Néanmoins, qui dit électrification dit production d’électricité. Si des solutions renouvelables émergent progressivement comme les installations houlomotrices d’Eco Wave Power ou Dikwe, aucune ne semble aussi stable que le nucléaire dans ce cas de figure. Reste à savoir si la technologie SMR, normalement plus facile à déployer que les réacteurs traditionnels, pourra répondre aux enjeux de sécurité des zones portuaires.

Si les résultats de l’étude sont encourageants, DP World pourrait étendre cette évaluation aux ports du Royaume-Uni, pour lesquels l’entreprise a signé un protocole d’accord à ce sujet.

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Malgré de nombreuses tentatives, la traditionnelle turbine à trois pales semble indétrônable, pour dompter l’énergie du vent. Mais une startup française a décidé de tenter sa chance avec un design novateur, pour un usage bien précis. Collaborative Energy ne veut pas créer d’immenses parcs éoliens offshore, mais aider les agriculteurs et les industriels à décarboner leur consommation électrique avec une éolienne adaptée à leurs besoins. Voici Quinoa. 

Qui a dit que les éoliennes devaient nécessairement avoir un axe horizontal, mis en mouvement par trois pales ? Née en Auvergne-Rhône-Alpes, mais adoptée par la Bretagne, la startup Collaborative Energy développe depuis 2016 une éolienne à axe vertical. Bien plus petite que les modèles traditionnels, cette éolienne du nom de Quinoa affiche une hauteur maximale de 12 mètres pour une puissance de 10 kW, et promet de mieux s’intégrer au paysage.

Si cette éolienne est plus petite, c’est qu’elle s’adresse principalement aux domaines de l’agriculture, de l’industrie et des collectivités territoriales. Elle constitue un moyen, pour les entreprises, de limiter leur consommation d’électricité. Après l’implantation d’un premier parc pilote dans le Var, la startup va installer l’une de ses éoliennes sur le site Titan Préfa de Plouisy, près de Guingamp. La mise en service est prévue pour le mois de septembre.

Une production française et même bretonne

Outre son architecture particulière, cette éolienne se distingue également par sa fabrication essentiellement française. Collaborative Energy indique ainsi que de nombreux éléments sont produits en Bretagne. Les pales sont ainsi fabriquées par la société lorientaise de SMM Composites, tandis que la partie électronique est assurée par l’entreprise Ovalt sur les sites de Rennes et Lamballe-Armor.

Si tout se passe comme prévu, Collaborative Energy devrait profiter de cette mise en service pour officialiser la commercialisation de l’éolienne, et pour dévoiler son prochain parc pilote qui devrait aussi voir le jour au nord de la Bretagne. Ce dernier devrait comprendre 10 éoliennes.

Démocratiser la « petite » éolienne

Avec son modèle Quinoa, Collaborative Energy entend redonner ses lettres de noblesse à la petite éolienne qui était autrefois régulièrement utilisée, en particulier dans le domaine de l’agriculture pour pomper l’eau. Le challenge technique et économique est néanmoins plus difficile à relever que pour les parcs de grandes dimensions. À petite échelle, les performances des éoliennes sont souvent diminuées par des conditions de vent plus incertaines, avec des turbulences plus fréquentes qui en altèrent le rendement. C’est d’ailleurs pour cette raison que les éoliennes domestiques n’ont jamais percé.

La technologie des éoliennes à axe vertical pourrait constituer le chaînon manquant pour permettre le développement de l’éolien à petite échelle grâce à un encombrement réduit, une meilleure intégration visuelle et une capacité à accepter les vents venant de n’importe quelle direction.

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Longtemps oublié, le dirigeable pourrait peu à peu réapparaitre dans le paysage, notamment pour son impact environnemental potentiellement moins important que d’autres solutions de vol. Une startup française s’en est fait la spécialiste avec un objectif : décarboner l’inspection des réseaux. 

Il faut regarder en l’air pour apercevoir l’une des attractions du salon français VivaTech, qui célèbre l’innovation technologique à l’échelle internationale. La startup française HyLight veut profiter de cet événement pour présenter son dirigeable autonome à propulsion hydrogène.

Contrairement au projet Flying Whales, qui promet de faciliter l’installation d’éoliennes dans des conditions topologiques complexes, le dirigeable de HyLight se veut plus petit, et exclusivement destiné à l’inspection des réseaux. Grâce à sa propulsion hydrogène, il promet plus de silence, d’économies et moins d’émissions par rapport aux missions d’inspection traditionnelles. Autonome, il devrait pouvoir analyser jusqu’à 350 km de réseau en une seule mission.

Remplacer les hélicoptères pour améliorer l’inspection des réseaux

À l’heure actuelle, les inspections de réseaux se font par hélicoptère. RTE pratique de nombreuses inspections de ce type. Le principe est simple : l’hélicoptère, avec à son bord trois personnes, passe des réseaux en revue à basse altitude, entre 20 m et 60 m à une vitesse d’environ 30 km/h. Cela permet de repérer des éléments dégradés : poteaux endommagés, isolateurs cassés, attaches à remplacer ou végétation trop proche. Une caméra thermique permet également de détecter les éventuels points chauds et ainsi de prévoir des interventions.

L’hélicoptère permet d’aller beaucoup plus vite que des opérations terrestres. En revanche, il a un défaut : son impact environnemental. Les hélicoptères d’inspection, comme les Airbus H125 ou équivalent, consomment aux alentours de 200 litres de kérosène par heure de vol.

En parallèle, certaines missions d’inspection peuvent être réalisées grâce à des drones. Mais tout comme les hélicoptères, les drones affichent une autonomie largement inférieure au prototype de dirigeable de HyLight. Forte de son potentiel, la startup a déjà noué des partenariats avec Enedis, la SNCF, Natran ou encore Suez.

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