Qu’est-ce qui coûte le plus cher dans un panneau solaire ? Voici une question du plus grand intérêt pour les fabricants. En effet, l’élément le plus coûteux sera celui sur lequel devront se porter les efforts principaux pour réduire les coûts, dans un contexte de compétition acharnée au niveau mondial. Or, il s’avère que la structure de prix s’est renversée, renversant ainsi les besoins d’innovation.

Un panneau photovoltaïque contient de nombreux matériaux : silicium, verre de couverture, conducteurs électriques, cadre des panneaux… Le coût de chacun de ces matériaux va avoir une influence sur le coût du panneau fini, auquel vont bien entendu s’ajouter les coûts de fabrication et de distribution. Or la concurrence exacerbée au niveau mondial (mais surtout en Chine) a conduit à des réductions de coûts sur certains matériaux, tandis que d’autres, très demandés au niveau international, ont vu leur prix croître fortement.

La structure de coût des panneaux photovoltaïques est donc en constante évolution. D’où l’intérêt pour les fabricants de les suivre avec la plus grande attention. En décembre 2024, s’est tenue la conférence de la China Photovoltaic Industry Association (CPIA). Au cours de cette dernière, l’analyste Yao Yao de SinoLink Securities a fait un point sur ces évolutions.

Un renversement de la structure de prix

Le silicium polycristallin, matériau de base permettant la fabrication des cellules photovoltaïques, était auparavant le matériau qui avait le plus d’impact sur le coût de fabrication. Ce n’est plus le cas aujourd’hui, puisque, du fait de la forte croissance de la capacité de production, l’offre a très fortement augmenté. Il ne représente ainsi plus que 9,9 % du coût total, et se trouve relégué en quatrième position.

Vient ensuite l’argent, qui est utilisé pour réaliser des connexions électriques dans le panneau. Son prix a augmenté de 30 % en 2024, tiré par les besoins industriels et la spéculation sur les métaux précieux ; il représente dorénavant 11,6 % des coûts du panneau. En seconde position, le verre, à 13,4 %, dont les capacités de production restent limitées du fait de la politique chinoise.

Quel est donc le matériau qui coûte le plus cher dans un panneau solaire ? La réponse est étonnante : ce n’est dorénavant plus le cœur du panneau qui est le plus coûteux, mais son cadre, constitué d’aluminium, dont la demande mondiale est très élevée. Il représente ainsi 14 % des coûts totaux. Et cela conduit l’industrie à envisager des innovations pour rendre les cadres moins coûteux : conceptions standardisées, alliages d’aluminium, matériaux composites, voire caoutchouc.

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Un réacteur nucléaire qui produit moins de déchets nucléaires qu’il n’en consomme ? Oui, c’est possible, et c’est même un principe qui est investigué de longue date. Principe écarté en France pour le moment, une société canadienne veut le mettre en œuvre dans un réacteur innovant, et montre que son utilisation peut réduire l’inventaire en déchets nucléaires. Nous devions y jeter un œil.

Comme souvent dans le nucléaire, les projets portent pour nom des acronymes. C’est le cas en l’occurrence : nous allons parler du SSR-W, pour Stable Salt Reactor – Wasteburner, soit, en français : réacteurs à sels stables – incinérateur. Ce réacteur est conçu par Moltex Energy Canada, une filiale de la société anglaise Moltex Energy Limited fondée en 2014 pour développer la technologie des réacteurs nucléaires à sels fondus (RSF).

Dans ce type de réacteurs, le combustible est présent sous la forme d’un mélange de sels à l’état liquide. Pour le SSR-W, il s’agit d’un mélange de composés du chlore, décrit par la formule suivante : NaCl-MgCl₂-XCl₃. Les deux premiers composés, le chlorure de sodium (NaCl) et le chlorure de magnésium (MgCl₂) sont naturellement présents dans l’eau de mer et sont des composants du simple sel de table. Le troisième composant, est moins naturel : dans le XCl₃, le X peut désigner d’une part l’uranium, ou d’autre part des éléments transuraniens (plutonium et autres actinides mineurs) ou des lanthanides. Ce sont ces derniers éléments qui vont nous intéresser.

Un incinérateur de déchets nucléaires

Les éléments transuraniens et les lanthanides sont justement ceux qui entrent dans la composition des déchets nucléaires et qui sont à l’origine de leur radioactivité. Or le réacteur SSR-W est justement conçu pour pouvoir consommer une quantité importante de ces éléments, et en particulier plus qu’il n’en produit : il s’agit alors d’un réacteur dit « incinérateur » de déchets nucléaires (« burner » en anglais).

Pour ce faire, il consomme du combustible usé issu de réacteurs plus conventionnels, lequel est transformé en combustible pour le SSR-W au travers du procédé WATSS (un nouvel acronyme : Waste to Stable Salts, ou Déchets vers les sels stables). Ce procédé est lui-même ensuite capable de traiter le combustible usé des SSE-W pour le réinjecter et fermer le cycle.

Or, la société Moltex vient de publier une étude qui démontre ce qui était attendu pour son concept : son réacteur s’avère capable de consommer plus de de ces déchets qu’il n’en produit ; pour un réacteur de 1200 MW thermiques, ce sont 25 tonnes d’actinides qui seraient éliminés sur sa durée de vie. Pour les plus affûtés parmi nos lecteurs, l’étude de Moltex est disponible en source ouverte (en anglais).

Aujourd’hui, Moltex a été sélectionné pour construire un réacteur SSR-W sur la centrale de Point Lepreau, où se trouve un réacteur CANDU de 660 MW. L’objectif est de pouvoir consommer le combustible usé produit par ce réacteur. De quoi vérifier si les promesses pourront être mises en œuvre en pratique.

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L’utilisation de l’énergie solaire en milieu urbain est une gageure, car le solaire a besoin de place. Une manière de s’y prendre est de concevoir des systèmes hybrides, qui remplissent le maximum de fonction pour une même surface. C’est ainsi que des chercheurs anglais ont mis au point une fenêtre capable de produire de l’électricité et de l’eau chaude sanitaire.

Cette technologie, appelée PVTW (pour Photovoltaic-thermal window, ou Fenêtre photovoltaïque-thermique) permet de gérer l’énergie solaire selon trois formes utiles pour le bâtiment : l’électricité, la chaleur et l’éclairement lui-même. Non, ce n’est pas un mouton à trois pattes, c’est une manière d’optimiser au maximum l’encombrement spatial des systèmes énergétiques en milieu urbain.

Des chercheurs de l’Imperial College de Londres ont conçu un système complet et publié les résultats de leurs tests dans la revue Advanced Science (l’article est en accès libre).

Comparaison de deux fenêtres solaires / Image : Imperial College of London.

Un sandwich pour optimiser l’utilisation du spectre solaire

Le système testé est constitué d’un sandwich qui va jouer avec les différentes portions du spectre de la lumière solaire. Sur la face extérieure, on trouve tout d’abord une couche de « verre photovoltaïque », constitué d’un réseau de capteurs solaires en silicium amorphe, séparés les uns des autres au sein d’une matrice de verre transparent. Les capteurs photovoltaïques vont capter la portion visible de la lumière solaire, et la transformer d’une part en électricité, et d’autre part en chaleur. Le verre va laisser passer la lumière visible – là où il n’y a pas de capteur – mais va absorber les ultraviolets (en dessous d’une longueur d’onde de 320 nm), qui vont ainsi le chauffer.

Vient ensuite une couche d’eau. Cette dernière est quasiment transparente dans la portion visible du spectre de la lumière solaire, mais elle très absorbante dans le domaine de l’infrarouge (au-delà de 1200 nm) – l’eau sera donc chauffée par cette dernière portion du spectre. Cette source de chaleur sera complétée par les pertes thermiques des capteurs photovoltaïques, ainsi que la chaleur du verre chauffée par les ultraviolets. La fenêtre est ensuite close par une couche de verre sur sa face intérieure.

Principe de fonctionnement de la fenêtre solaire (traduit de l’anglais par Google) / Image : Imperial College of London.

Un test en condition réelles a été mené à Londres

Le système a été testé expérimentalement à Londres, dans des conditions assez favorables pour l’énergie solaire : à midi, un angle de 30°, une température extérieure de 34° (on suppose en été), et un éclairement de 1 100 W/m². Le rendement du système était de 3,6 % en termes d’électricité, et de 10,7 % en termes de chaleur, et il a produit de l’eau chaude une température de 50 °C. L’angle de la fenêtre a une certaine influence sur ces résultats : avec un angle de 90°, le système a un rendement de 3,3 % électrique, de 17,6 % thermique et une température d’eau chaude abaissée de 7 °C.

Lors du même essai, le système a été comparé à une fenêtre solaire thermique uniquement. L’eau produite avec le système hybride est 10 °C plus chaude, et le rendement global est augmenté de 10 %. Des résultats encourageants, donc, même si l’on préfère ne pas imaginer la complexité des réseaux électriques et d’eau chaude sanitaire qu’il faudra connecter à ces fenêtres dans un bâtiment réel !

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L’autonomie en maison individuelle est difficile, car il n’existe pas beaucoup d’options pour le stockage inter-saisonnier de l’électricité solaire. Problème résolu, si l’on en croit ce projet qui nous vient de la Bretagne.

Il s’agit d’une maison expérimentale, baptisée Villa E-ROISE. Elle a été construite dans le Finistère, à Brest. Habitée par un couple de volontaires, elle est dotée d’un système sophistiqué de production et de stockage de l’énergie. Pour ce faire, le bâtiment est doté de panneaux photovoltaïques, d’une batterie électrique, et surtout, d’un système de stockage à l’hydrogène.

Intégré dans le projet COMEPOS (Conception et construction optimisées de maisons à énergie positive), l’expérimentation est menée par deux sociétés bretonnes : le constructeur de maisons individuelles Trecobat (3ᵉ sur le marché français) et la société H2Gremm, spécialisé dans le développement de solutions d’autoconsommation énergétique. L’objectif est ambitieux : atteindre, sur l’année, 90 % d’autonomie sur l’ensemble des besoins énergétique du foyer. Et pour ce faire, ses performances seront suivies pendant 2 ans.

Un stockage à hydrogène sous pression au cœur du système

Outre les panneaux photovoltaïques, la maison est équipée de deux systèmes, décrits comme complémentaire : une batterie, qui conserve l’électricité jusqu’à trois mois, et le générateur à hydrogène H2Gremm qui s’occupe de stocker l’énergie sous forme d’hydrogène d’une saison à l’autre. Le système permet d’optimiser le stockage sur la durée, et en particulier pour disposer d’électricité en hiver, lorsque la production photovoltaïque est insuffisante.

Le système à hydrogène est basé sur l’électrolyse de l’eau pour le stockage de l’électricité et sur l’utilisation d’une pile à combustible pour sa restitution. L’hydrogène est stocké dans douze bonbonnes en acier à haute pression, placées à l’extérieur de la maison. Le système est chiffré à un prix compris entre 25 et 30 000 € – « le prix de l’autonomie ».

Point notable, Trecobat et H2Gremm insistent sur l’intérêt de l’hydrogène vis-à-vis de la mobilité, en évoquant par exemple, la possibilité d’alimenter un vélo à hydrogène, d’une autonomie de 150 km et dont le temps de charge serait inférieur à 1 minute ; les promoteurs n’évoquent pas toutefois la compatibilité de ce système avec les besoins d’une voiture à hydrogène. Sans doute du fait que cette technique ne représente aujourd’hui qu’un volume très faible, et un besoin nettement plus important.

Schéma de principe du système / Image : Bretagne Développement Innovation.

Des perspectives importantes pour l’habitat « zéro carbone »

Ces caractéristiques assez innovantes dans l’habitat conduisent aux porteurs de projet à parler de « rupture technologique majeure ». Si l’on peut s’interroger sur la difficulté à garantir la sécurité de ce type de dispositif incluant de l’hydrogène à haute pression, Trecobat indique toutefois que l’intégration de l’hydrogène ne pose pas de difficulté majeure.

Le constructeur de maisons individuelles croit fermement à sa solution. Déjà détenteur de la marque Trecobat Green, lancée en 2022, il prévoit d’intégrer dans ses produits le stockage à hydrogène de H2Gremm, d’ici 4 à 5 ans. Rendez-vous donc dans quelques années pour scruter la viabilité de la proposition.

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Une pile qui produirait de l’électricité pendant des milliers d’années ? Cela pourrait sembler incroyable ! Et pourtant des chercheurs britanniques viennent de dévoiler une telle batterie : en diamant industriel, elle renferme de petites quantités de carbone-14.

Le carbone-14 (radiocarbone) est bien connu pour permettre la datation des artefacts archéologiques. Mais il a une autre propriété très intéressante : sa période radioactive. Celle-ci est en effet très élevée : sa quantité n’est divisée par deux que tous les 5 700 ans environ. Et c’est cette propriété qui va rendre très durable une pile qui utilise ce même carbone-14.

Comment fonctionne une pile au carbone-14 ?

Des chercheurs de l’Université de Bristol et du UKAEA (United kingdom atomic energy authority) ont dernièrement dévoilé la première pile fonctionnelle au radiocarbone. Son principe est simple : lorsqu’il subit sa désintégration radioactive, le carbone-14 se transforme en azote et émet une particule β (« bêta »), qui n’est autre qu’un électron. Cet électron est collecté par une enveloppe constituée de diamant artificiel, laquelle agit comme un semi-conducteur, et génère un courant électrique.

Les chercheurs de l’UKAEA tentent une image : leur pile peut être considérée comme un équivalent de l’énergie photovoltaïque. En effet, dans cette dernière technique, un capteur reçoit la lumière du Soleil et produit de l’électricité ; la pile au carbone-14 capte, elle aussi, un rayonnement (la particule bêta), pour ensuite la transformer en électricité. À noter également que le rayonnement du carbone-14 est très vite arrêté, par exemple, par une simple feuille d’aluminium, de sorte que si la pile reste étanche, elle n’induit pas de risque d’exposition particulier aux radiations.

Une durabilité exceptionnelle

Tant que l’isotope sera radioactif, la pile produira de l’électricité. Et comme la période radioactive du carbone-14 est de plusieurs milliers d’années, la pile pourra produire de l’électricité pendant des milliers d’années. Toutefois, nous ne sommes pas près d’alimenter nos véhicules avec une telle pile inusable. En effet, sa densité de puissance est extrêmement faible : elle ne délivrera une puissance que de quelques microwatts. Les applications visées sont les systèmes médicaux : prothèses oculaires ou auditives, pacemakers, systèmes d’identification à radiofréquence ou encore systèmes spatiaux.

La réglementation est toutefois très sévère en ce qui concerne les déchets radioactifs, de façon à limiter leur dissémination sans contrôle dans l’environnement. On peut supposer que le suivi de tous ces appareils au radiocarbone ne sera pas d’une grande simplicité.

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La géothermie, c’est aussi une histoire de forages dans le sous-sol profond. Un environnement qui met les outils à rude épreuve, ce qui se traduit par des coûts importants. Mais le laboratoire américain Sandia a trouvé comment réduire significativement ces coûts. Un pas de plus vers la maturité de la géothermie profonde ?

La géothermie profonde intéresse les États-Unis depuis les années 1970, et c’est depuis le début des années 2000 que le Department of Energy (DOE) a considérablement accru son financement. À quoi correspond cette source d’énergie ? Elle désigne les techniques qui s’occupent des gisements de chaleur situés à plus de 1 000 m de profondeur, ou plus de 1 500 m, selon les définitions. Elles puisent dans des aquifères profonds, bien plus profonds que les nappes phréatiques ; si profond, l’eau y dépasse les 100 °C.

On pourrait rapprocher cette passion américaine pour la géothermie profonde d’une autre passion américaine : les forages d’hydrocarbures fossiles. Pourquoi pas ? Quoi qu’il en soit, elle repose sur un constat : le gisement d’énergie est énorme. En 2008, une étude du MIT chiffre le gisement situé entre 3 et 10 km de profondeur à 200 ZJ (zéta-joule), et jusqu’à dix fois plus en prenant en compte des améliorations technologiques. 200 ZJ ? C’est une manière scientifique d’écrire 50 millions de TWh, à comparer à la consommation énergétique annuelle des USA, toutes sources d’énergie confondues, qui est de l’ordre de 25 000 TWh. L’étude du MIT indique donc que le gisement accessible sur son territoire représente bien plus de 1 000 ans de consommation d’énergie.

Un obstacle technologique a été levé par Sandia

Les obstacles technologiques à l’expansion de la géothermie profonde sont nombreux, et l’on peut citer les séismes qui se sont produits en Alsace, et qui ont conduit à l’arrêt de l’installation française. Si tant est que ces risques soient définitivement maîtrisés, un autre obstacle est le coût de forage des puits.

En ce début décembre, le laboratoire américain Sandia vient d’annoncer sa découverte par un communiqué de presse : ils savent maintenant comment utiliser de manière efficace, pour la géothermie, des mèches de forage en diamant industriel. En effet, ce type de forage est réalisé dans des roches chaudes et sèches, au sein desquelles les mèches diamant s’usent trop vite. Par ailleurs, les roches des sites géothermiques sont parcourues de fissures contre lesquelles les mèches peuvent rebondir, ce qui peut être à l’origine de dégâts importants pour le matériel.

En utilisant des modélisations informatiques des essais FORGE (Frontier Observatory for Reseach in Geothermal Energy) dans l’Utah, l’équipe de Sandia a pu déterminer les meilleurs paramètres pour minimiser l’usure des outils, les risques d’endommagement, et le temps de forage, et donc, au total, leur coût. De quoi, donc, se rapprocher de la viabilité commerciale pour la géothermie profonde.

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Réaliser la transition énergétique avec, entre autres, des réacteurs nucléaires ? Cela suppose au préalable d’avoir de l’uranium, pour les alimenter en combustible. Et si le parc mondial actuel semble avoir des ressources disponibles pour sa durée de vie, cela coince dès lors que l’on envisage un parc qui se développe fortement dans le monde entier. Mais la Chine a une solution : l’uranium marin. Et elle a obtenu ses premiers résultats concrets.

Il y a dix-huit mois, nous vous avions parlé de cette étrange plate-forme en mer chinoise ; elle était destinée à mener des recherches sur l’extraction de l’uranium marin. Son existence avait été mise en lumière par Cao Shudong, directeur adjoint du spécialiste chinois de l’uranium CNNC, le 17 mai 2023 lors d’une conférence de la Seawater Uranium Extraction Technology Innovation Alliance (en français : Alliance de l’innovation technologique pour l’extraction de l’uranium marin).

La ressource n’a rien d’anecdotique. Jugeons-en : les océans contiennent naturellement de l’uranium à hauteur de 3 microgrammes par litre. Si cela semble peu, il faut le ramener au volume total des océans, qui est énorme, ce qui conduit à estimer à 4 milliards de tonnes l’uranium présent dans l’eau de mer, soit près de mille fois plus que les gisements conventionnels connus.

La Chine obtient des résultats concrets

Reste à parvenir à extraire cet uranium. Pour ce faire, l’équipe du professeur Jiang Biao a conçu des systèmes de filtrage spécialisés. En forme de tube d’un mètre de haut, elle contient une membrane repliée dont la surface totale est équivalente à celle d’un terrain de football. Chaque cylindre est conçu pour absorber environ 600 g d’uranium sur sa durée de vie. Ces absorbants ont été placés sur une plate-forme dans le golfe de Bohai.

Quels seraient les résultats ? Pour le savoir, il faut creuser dans la presse chinoise. Il s’avère que Wang Chun, journaliste au « Science and Technology Daily » (journal officiel du ministère des Sciences et de la Technologie) les a rapportés [article en chinois]. L’équipe aurait déjà réussi à extraire 1 kg d’uranium de l’eau de mer. Mieux, elle a annoncé que le coût d’extraction serait d’environ 150 $ par kilogramme, soit de l’ordre du cours actuel de l’uranium (~ 130 $/kg). L’équipe envisage d’arriver à extraire une tonne d’uranium en 2026. Il s’agit bien sûr pour le moment de résultats à l’échelle expérimentale, et qui demanderaient à être confirmés.

Il faut noter que ces expérimentations s’inscrivent dans un plan bien plus vaste. En effet, dans le cadre de sa stratégie énergétique, la Chine prévoit de produire de manière continue de l’uranium marin à partir de la période 2036 – 2050, et ce, pour un prix aussi bas que 100 $/kg. L’uranium de la prochaine décennie sera-t-il chinois ?

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Aviez-vous entendu parler des batteries lithium-soufre ? Cette technologie encore peu connue est pourtant appelée à entrer massivement dans le marché. Et cela notamment grâce aux gigantesques investissements de la start-up californienne Lyten.

Lyten poursuit à plein régime son aventure industrielle. Fondée en 2021, la start-up vient d’annoncer la construction d’une gigafactory près de Reno, dans le Nevada. Il s’agit d’un investissement de plus d’un milliard d’euros, qui créera plus d’un millier d’emplois. La capacité de production sera à terme de 10 GWh/an, et la première tranche de l’usine est prévue pour démarrer en 2027.

Le lithium-soufre ? On peut s’en douter : c’est une autre variante du lithium-ion. Un accumulateur lithium soufre contient une anode composée de lithium, et une cathode constituée d’un composite contenant du soufre, en l’occurrence, pour Lyten, il s’agit de graphite nanostructuré. Comme pour toutes les autres batteries lithium-ion, le principe de fonctionnement repose sur l’échange d’ion lithium (Li⁺) entre la cathode et l’électrode. Lors de la décharge, les ions lithium viennent s’accumuler dans l’électrode contenant le soufre ; inversement, lors de la charge, les ions lithium se séparent du soufre et viennent retrouver l’électrode constituée de lithium.

Une technologie performante et permettant un approvisionnement plus local

La technologie lithium-soufre permet une importante densité d’énergie ; en effet ses composants, lithium, carbone et soufre, sont tous des éléments très légers. Lyten avance ainsi une masse 92 kg pour une batterie de 100 kWh, ce qui conduirait, toujours d’après le constructeur, à des batteries 75 % plus légères que les batteries LFP et 60 % plus légères que les autres types batteries lithium-ion.

La technologie permet également d’utiliser une plus grande part de matériaux abondants localement, à la différence des technologies utilisant par exemple du nickel, du cobalt ou du manganèse. Ce facteur, additionné à la stratégie industrielle de la start-up, permet à Lyten de s’affirmer comme étant le leader mondial de l’approvisionnement local. En outre, le soufre étant peu coûteux, les batteries pourraient être vendues à un prix plus faible que les technologies concurrentes. À noter toutefois que Lyten n’affiche pas beaucoup d’informations sur la durée de vie de ses batteries, laquelle est un probable point faible de cette technologie.

Le marché du lithium-soufre est en pleine expansion

Lyten fabrique déjà des composants dans son installation de San Jose en Californie, depuis mai 2023. Ses batteries lithium-soufre ont trouvé des applications dans les marchés de la micromobilité, de l’espace, des drones et de la défense, pour la période 2024-2025. La construction de la gigafactory va permettre d’accompagner la croissance de la demande.

Chrysler envisage d’utiliser les batteries de l’entreprise dans sa réédition de son modèle Halcyon ; cette solution leur permettrait de réduire de 60 % l’empreinte carbone de son concept. Rappelons en outre que Stellantis a également investi dans Lyten, au moment de sa levée de fonds de 425 millions de dollars en 2015.

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Très critiqué pour sa consommation énergétique, le secteur de l’aviation n’est pas en reste concernant les économies d’énergie. En témoigne ce programme, qui ouvre la porte à l’aviation du futur, économe et compatible avec des carburants durables.

Une diminution de 20 % de la consommation de carburant et une baisse équivalente des émissions de CO₂, cela ressemble à une promesse intéressante pour un nouveau moteur d’avion. Et c’est d’autant plus intéressant lorsque la promesse va encore plus loin : une diminution de plus de 80 % des émissions de gaz à effet de serre, en assurant que le moteur soit compatible avec des carburants dits durables, à savoir le SAF* et l’hydrogène. Et s’il en fallait plus, le moteur est aussi prévu pour être compatible avec une hybridation électrique.

Telles sont les promesses du programme Rise (pour Revolutionary Innovation for Sustainable Engines, soit en français innovation révolutionnaire pour des moteurs durables). Rise est développé par CFM International, une joint-venture franco-américaine qui réunit Safran et General Electric Aviation (GE). Un programme bien doté, de plus de 10 milliards d’euros, et qui implique, chez Safran, plus de mille ingénieurs.

Une architecture révolutionnaire

Pour parvenir à ces performances, sans dégrader pour autant la vitesse de l’avion, les concepteurs se sont basés sur une architecture de type « open fan ». Dans ce concept, les soufflantes sont de beaucoup plus gros diamètre et ne sont pas carénées ; cette technologie avait été utilisée dans les années 80 par GE et depuis 2017 par Safran. Par ailleurs, d’importantes innovations concernant les matériaux permettront d’améliorer les performances (aubes de soufflante en composites, alliages métalliques ou composites à matrice céramique…).

C’est un programme tout à fait concret, puisque Safran a dévoilé mercredi 27 novembre son premier démonstrateur de compresseur basse-pression. Le programme a débuté en 2021. Les essais au sol et en vol sont prévus pour 2025 et 2027, avec notamment le lancement, en 2022, d’un programme de démonstration en vol d’un A380 équipé d’un moteur Open Fan, et d’un démonstrateur hydrogène. Par ailleurs, une vaste campagne d’essais est programmée à l’ONERA, le centre français d’études aérospatiales, pour des tests en soufflerie entre 2023 et 2028 (campagne appelée EcoEngine). L’entrée en service commercial n’est toutefois pas prévue pour demain : c’est en effet 2035 qui est en ligne de mire.

* Le SAF est un acronyme anglais pour Sustainable aviation fuel, soit en français Carburant d’aviation durable ou CAD. Ces carburants viennent de différentes sources : conversion des graisses usagées, agrocarburants, ou combustibles de synthèse, dont notamment les e-carburants, produits à partir d’électricité.

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Le chauffage au bois permet de produire de la chaleur à partir de ressources locales (les forêts françaises sont relativement bien portantes), renouvelables et en principe neutres en carbone – même si ce point fait l’objet de nuances. La conversion d’un système de chauffage aux énergies fossiles vers le bois implique toutefois des coûts significatifs, que les aides publiques peuvent considérablement réduire. Ces aides sont nombreuses et complexes, et changent souvent ; nous faisons sur les évolutions prévues en 2025.

Pour commencer, présentons les conditions nécessaires pour bénéficier des aides financières. Tout d’abord, l’appareil de chauffage au bois doit montrer une bonne performance environnementale ; pour ce faire, il doit bénéficier du label Flamme verte, un label lancé en 2010 par l’Ademe (Agence de la transition énergétique), ou afficher une performance égale ou supérieure. En deuxième lieu, l’installation doit être réalisée par un professionnel RGE (Reconnu garant de l’environnement).

Ces conditions ouvrent plusieurs types d’aides, sous trois formes : MaPrimeRénov’, les Certificats d’économie d’énergie (CEE) et sa bonification (le Coup de pouce chauffage), l’éco-prêt à taux zéro et enfin les autres aides (notamment locales).

🪵 MaPrimeRénov’ : incertitudes pour 2025

MaPrimeRénov’ est une subvention versée par l’Anah (Agence nationale de l’habitat). Mise en place au 1ᵉʳ janvier 2020, il s’agit aujourd’hui d’une des principales aides à la rénovation énergétique de logements construits depuis au moins 15 ans. Depuis 2024, MaPrimeRénov a évolué, et est déclinée, pour le logement individuel, sous la forme de deux parcours : le « Parcours par geste » (destiné à des travaux limités), et le « Parcours accompagné » (destiné aux rénovations dites « d’ampleur », c’est-à-dire permettant de gagner deux classes énergétiques).

En ce qui concerne le bois énergie et le parcours par geste, la liste des appareils concernés par les aides font l’objet d’une liste définie par le gouvernement : poêle et cuisinière à bûches, poêles et cuisinière à granulés, chaudière bois à alimentation manuelle ou automatique, foyer fermé et insert à bûches ou à granulés. Le montant de la subvention est notamment dépendant de conditions de ressources et du nombre de personnes qui constituent le ménage (conduisant à un classement par couleurs, par ordre de revenu croissant : bleu, jaune, violet et rose). Selon les revenus et la nature chauffage au bois installé, les subventions peuvent aller aujourd’hui de 600 € à 7 000 €.

En cette fin 2024, le gouvernement Barnier a annoncé de sévères réductions du budget de MaPrimeRénov’. Toutefois, si l’on en croit les propos des ministres, cet ajustement de budget est une adaptation à l’usage, et elle ne devrait donc pas affecter l’enveloppe réellement utilisée en pratique. Ainsi, les règles d’attribution des subventions pour les subventions MaPrimeRénov’ par geste devraient être sensiblement identiques en 2025, par rapport à fin 2024. Il est difficile d’être tout à fait affirmatif sur les modalités qui seront définitivement retenues l’année prochaine.

🪵 Les certificats d’économie d’énergie (CEE) en 2025

Ces certificats sont des aides financières proposées par les fournisseurs d’énergie pour des travaux de rénovation énergétiques ; tous les fournisseurs d’énergie sont concernés : électricité, gaz, GPL, fioul domestique, chaleur et froid. Ces aides sont définies par décrets, au cours de cycles de quatre ans. Le régime applicable aujourd’hui est celui dit « P5 », c’est-à-dire la cinquième période. Il couvre la période allant du 1ᵉʳ janvier 2022 jusqu’à fin 2025.

Les CEE sont destinées aux propriétaires ou locataires d’une maison individuelle construite depuis plus de 2 ans. Leur montant est dépendant des fournisseurs d’énergie et peuvent dépendre des revenus ; il est donc recommandé de mettre en concurrence plusieurs fournisseurs. Ces primes sont cumulables avec MaPrimeRénov’. Le gouvernement décrit les conditions d’octroi sur une page dédiée. En ce qui concerne le chauffage au bois, les CEE peuvent être octroyés pour l’installation d’une chaudière biomasse individuelle ou d’un appareil indépendant de chauffage au bois (poêle, foyer fermé ou insert, cuisinière).

Les CEE sont applicables jusqu’à fin 2025, elles ne devraient donc pas changer entre 2024 et 2025.

🪵 La prime coup de pouce énergie en 2025

La prime Coup de pouce est une bonification des CEE et elle s’applique pour le remplacement d’une vieille chaudière au charbon, fioul ou gaz par une chaudière biomasse performante, ou un équipement indépendant de chauffage au charbon par un appareil de chauffage au bois dit très performant. Son montant est au minimum de 4 000 € dans le premier cas, et de 800 € dans le second cas ; le montant définitif dépend du niveau de revenus du ménage, et est destinée aux propriétaires ou locataires d’une maison individuelle construite depuis plus de 2 ans. Les opérations doivent être engagées avant le 31 décembre 2025 et achevés au plus tard le 31 décembre 2026.

Les conditions d’application de cette prime sont détaillées par le gouvernement, mais il est à noter que les pages officielles sont en cours de mise à jour à la suite de la publication de l’arrêté du 18 novembre 2024 ; ce nouvel arrêté ne semble pas toutefois concerner le chauffage au bois.

Note : la prime Coup de boost Fioul, qui s’appliquait au remplacement d’une chaudière au fioul par un système plus performant n’est plus applicable depuis le 30 juin 2023.

🪵 Les autres aides

Un chantier de rénovation énergétique bénéficie d’un taux de TVA réduit, à savoir 5,5 %. À ce jour, cet avantage n’est pas remis en cause par le gouvernement. À noter que le dispositif des chèques énergie, destiné à aider les ménages modestes à faire face à la flambée des prix des combustibles en 2022, a pris fin le 31 mai 2023.

Enfin, certaines collectivités territoriales peuvent distribuer des aides locales, par exemple, pour financer le remplacement d’un vieux chauffage au bois par un système plus moderne.

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Le bois énergie est assurément une énergie renouvelable, mais cela n’implique pas qu’elle soit sans impact sur la santé et l’environnement. Tout dépend en fait de la façon dont il est employé. On vous dit tout.

La combustion du bois produit des fumées qui peuvent contenir, selon les situations, toute une variété de substances potentiellement nocives. Outre la vapeur d’eau et le dioxyde de carbone (CO₂), on y trouve des polluants atmosphériques toxiques comme les dioxines, le benzène, le monoxyde de carbone (CO), les composés organiques volatiles (COV) et les oxydes d’azote (NOx), ou encore des particules fines (PM10) et ultrafines (PM2,5).

Pour réduire significativement ces émissions, il existe heureusement de nombreuses bonnes pratiques. Notez que les conseils ci-dessous sont plutôt destinés aux utilisateurs de bois bûche, mais certains restent toutefois valables pour les autres types de bois-énergie (par exemple pellets et granulés).

🔥 Conseil n°1 : se procurer un bois très sec et de bonne qualité

Pour le chauffage, il est préférable de choisir les essences d’arbre les plus adaptées ; pour ce faire, l’Office national des forêts (ONF) propose une liste. Les meilleures essences sont les feuillus dits durs (ex : chêne, charme, hêtre, frêne), car, par unité de volume (le stère), ils sont les plus denses et ce sont ceux qui peuvent produire le plus d’énergie.

Deux précisions sont toutefois apportées par l’INERIS. En premier lieu, le chêne est une essence considérée comme très émissive si l’apport en air est insuffisant ; par ailleurs, il ne faut pas utiliser des combustibles de type déchet de bois traités, dont la combustion peut émettre des substances toxiques (dioxines).

Viennent ensuite les feuillus dits tendres (ex : bouleau, platane, peuplier), moins denses en énergie. Enfin, les épineux et résineux (ex : pins, épicéas, sapins, cèdres) sont déconseillés, car ils brûlent très vite et tendent à encrasser les conduits d’appareil avec les résidus de combustion de leur résine.

Autre critère : le bois doit être très sec, car la vaporisation de l’eau qu’il contient absorbe de l’énergie, qui est alors perdue pour le chauffage, et évacuée par les fumées. De plus, la combustion d’un bois sec réduit de 70 % les émissions de polluants. En pratique, le taux d’humidité du bois doit être inférieur à 20 %, ce qui implique soit de l’acheter sec, soit de prévoir un temps de séchage important à l’air ambiant, de l’ordre de 12 à 18 mois, voire plus. Il existe également du bois dit « extra-sec » ou « hautes performances », dont le séchage s’étend sur 24 mois ou accéléré en séchoir et dont le taux d’humidité est bien inférieur à 20 %. Il est possible de vérifier le taux d’humidité de son bois au moyen d’un capteur spécifique.

Par ailleurs, la proximité de la source de production du bois est importante afin de limiter la pollution due au transport du bois. Enfin, pour limiter l’impact sur l’environnement de l’exploitation des forêts, il importe de s’assurer que le fournisseur met en œuvre de bonnes pratiques. Pour ce faire, il existe des certifications, comme les labels PEFC (Programme de reconnaissance des certifications forestières) et FSC (Forest Stewardship Council) ; l’ONF s’est particulièrement engagé pour accompagner les forestiers sur ces sujets.

🔥 Conseil n°2 : assurer la bonne évacuation des fumées

Dans un logement, le risque provient surtout d’une mauvaise évacuation des fumées. Les appareils les plus récents (par exemple labellisés Flamme Verte) sont tous équipés de conduits d’évacuation qui permettent d’évacuer correctement les fumées à l’extérieur. Ainsi, les poêle à bois, les inserts de cheminée et les chaudières à bois récents éliminent à priori ce risque.

Ceci n’est vrai toutefois qu’à la condition que le matériel soit convenablement entretenu. Ainsi, en particulier, le ramonage de la cheminée doit être fait régulièrement pour limiter les risques et la pollution. En France, le ramonage est obligatoire au moins une fois par an (L. 2213-26 du code général des collectivités territoriales) ; à noter que certaines préfectures requièrent une fréquence plus élevée, de deux fois par an.

L’INERIS a récemment alerté que la moitié des appareils de chauffage au bois étaient anciens, c’est-à-dire vieux de plus de 15 ans. Pour ces derniers, les fumées pourraient ne pas être correctement évacuées. Ils peuvent également être les plus polluants ; ainsi dans un courrier du 20 novembre 2024, le Syndicat des énergies renouvelables (SER) a indiqué à ce sujet que ce parc ancien est « le réel émetteur des particules fines ».

🔥 Conseil n°3 : utiliser convenablement son appareil de chauffage

Outre les recommandations précédentes, la façon d’utiliser en pratique son appareil au bois n’est pas sans influence sur l’émission de polluants. Ainsi, d’après l’INERIS, il est préférable d’appliquer les bonnes pratiques suivantes :

• charger convenablement le foyer : il faut éviter la surcharge, mais aussi prévoir du combustible à la bonne dimension (pas de trop grosses sections), tout en évacuant régulièrement les cendres pour permettre une bonne circulation de l’air. De plus, il est conseillé de recharger le foyer au moment où les flammes disparaissent au profit de la braise ;
• allumer le feu par le haut réduit de 30 à 50 % les émissions grâce au réchauffement et au séchage des bûches, ainsi qu’à la combustion des gaz émis par les bûches ;
• favoriser le fonctionnement à vive allure plutôt qu’à allure réduite (en réglant le débit d’arrivée d’air), au cours de laquelle la combustion se fait avec flamme (+110 % d’émissions de polluants avec une combustion sans flamme). Pour réduire la température, il est ainsi préférable d’utiliser une demi-charge de bois, plutôt que l’allure réduite de l’appareil.

🔥 Conseil n°4 : réduire sa consommation d’énergie et choisir le bon équipement

Réduire sa consommation d’énergie, c’est réduire la quantité de bois brûlé, et donc la quantité de polluants générés. La consommation d’énergie pour le chauffage est issue de plusieurs facteurs :

• l’environnement climatique (température l’hiver, et durée de la saison froide) ;
• la consigne en termes de température dans le logement ;
• l’isolation thermique du logement, entre ses pièces intérieures et son environnement extérieur ;
• le bon dimensionnement et le rendement du système de chauffage au bois.

On ne peut pas agir sur le premier facteur, bien entendu ; il serait quelque peu malvenu en effet de conseiller de déménager pour réduire ses besoins de chauffage. Quoi qu’il en soit, il est possible d’agir sur les autres facteurs. Viser une température cible de 19 °C est une manière de ne pas chauffer excessivement, au regard des normes (obligatoires ou non, en fonction du fait qu’on est propriétaire ou locataire, ou dans une copropriété ou non). Par ailleurs, la réalisation de travaux d’isolation est de nature à réduire de manière significative la consommation de bois, et donc l’émission de polluants.

Concernant le dernier point, il concerne le choix du système de chauffage, et son remplacement s’il est trop ancien. Ainsi il est préférable d’utiliser un appareil fonctionnant porte fermée (insert ou poêle) plutôt qu’un foyer ouvert. De plus, la puissance de l’appareil et le tirage de sa cheminée doivent être convenablement dimensionnés pour assurer la température souhaitée par l’utilisateur ; en effet, si la chaleur générée par l’appareil est trop importante, cela conduira à fonctionner à allure réduite, laquelle est à éviter.

Enfin, un appareil de bonne qualité récent aura un très bon rendement. Le rendement est le rapport entre l’énergie utile pour le chauffage, et l’énergie initialement contenue dans le bois. Pour consommer le moins de bois possible, ce rendement doit être le plus haut possible. Ce rendement est supérieur à 80 % pour les appareils fermés récents, contre seulement 10 % pour les foyers ouverts à l’ancienne.

Vous l’aurez constaté à la lecture des conseils ci-dessus : la plupart permettent justement d’optimiser au mieux, en pratique, le rendement. Et donc, au total, l’émission de fumées, donc la pollution.

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MaPrimeRénov’ est un dispositif bien connu permettant aux particuliers d’obtenir des subventions pour leurs projets de rénovation énergétique. Son historique a toutefois été pour le moins chaotique courant 2024, avec l’annonce d’importantes réductions de budget. Une situation à l’origine de vives inquiétudes sur la stabilité, voire la pérennité, du dispositif. Avec à la clé, une réticence des investisseurs à lancer de nouveaux projets.

Le sujet s’est corsé le 10 octobre dernier, lorsque Laurent Saint-Martin, ministre du Budget, a présenté le projet de loi de finances (PLF). Ce projet a beaucoup fait parler de lui en matière de rénovation énergétique, car il prévoyait une diminution drastique de l’enveloppe allouée au dispositif MaPrimRénov’.

Un régime pour le moins draconien, en effet. En 2024, le budget avait été initialement fixé à 5 milliards d’euros, avant d’être raboté à 4 milliards en février 2024. Pour 2025, il serait abaissé encore à 2,5 milliards d’euros, soit une baisse de 50 % par rapport au budget initial de 2024. Rappelons qu’en 2023, le budget de MaPrimeRénov’ était de 3,4 milliards ; le nouveau budget pour 2025 serait donc inférieur de près de 1 milliard d’euros à celui de 2023.

Un budget 2025 bien difficile à construire

En difficultés pour la construction de son Projet de loi finances (PLF), le gouvernement justifie cette réduction de plusieurs manières. En premier lieu, il s’agirait du constat d’une sous-consommation du budget de MaPrimeRénov’ en 2024 ; ce constat a conduit Laurent Saint-Martin à parler, le 10 octobre dernier « d’adapter les crédits aux besoins réels ». En deuxième lieu, cette baisse s’alignerait avec l’objectif du gouvernement de réduire les dépenses de l’État de 60 milliards d’euros et de plafonner le déficit public à 5 % du PIB.

À noter que le ministre a précisé que cette enveloppe pourrait évoluer si nécessaire. Le ministre de l’Économie ainsi que celui du Logement ont confirmé tous deux qu’elle pourrait évoluer à la hausse si les besoins de financement en faisait autant.

Les atermoiements de 2024 ont échaudé le secteur

Les plans du gouvernement sont toutefois très variables et pas faciles à suivre. Rappelons ses atermoiements en 2024. Le gouvernement avait initialement prévu d’exclure la rénovation par geste du dispositif MaPrimeRénov’ avec en ligne de mire l’objectif de favoriser les rénovations d’ampleur ; cet objectif avait été confirmé par la publication d’un décret le 15 juillet 2024 (n°2024-819) qui visait à augmenter les plafonds d’aides pour ces dernières.

Depuis le 15 mai, la rénovation par geste était toutefois revenue dans les faveurs du gouvernement ; Christophe Béchu, alors ministre de la Transition écologique avait en effet déclaré : « Mieux vaut une rénovation globale à un mono-geste, mais mieux vaut un mono-geste plutôt que pas de rénovation du tout. ». Le secteur de la rénovation énergétique s’en est bien sûr réjoui, tout en relevant que ces annonces contradictoires étaient nocives au lancement des projets. Elles laissent en effet les investisseurs potentiels dans l’expectative de changements difficiles à maîtriser.

Le besoin de stabilité est reconnu

Résultat probable de ces revirements, le nombre de dossiers de rénovation est en berne, avec 78 000 logements rénovés au premier semestre 2024, pour un objectif de 350 000 par an. Valérie Létard, ministre du Logement, relève en revanche les très bons chiffres du troisième trimestre : 71 000 dossiers pour les rénovations d’ampleur et 173 000 dossiers pour les rénovations mono-geste.

Le 12 novembre 2024, la ministre a confirmé en outre que les « les mono-gestes de rénovation, ciblés mais efficaces, seront toujours éligibles au dispositif MaPrimeRénov’ ». Le besoin de stabilité est en outre reconnu par le gouvernement ; Valérie Létard précise en effet : « Je suis particulièrement mobilisée pour garantir la stabilité des aides du dispositif MaPrimeRénov’, attendue à la fois par les professionnels du secteur et les propriétaires ». Si l’on en croit les annonces actuelles du gouvernement, le dispositif serait donc pour l’essentiel maintenu en 2025, dans sa version qui a cours depuis le 15 mai 2024.

Notons que cette version amène en outre à quelques simplifications, dont notamment l’accès à MaPrimeRénov’ par geste pour les maisons individuelles classées F et G, ainsi que le fait qu’il n’est plus besoin de fournir un DPE avant réalisation des travaux.

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Un réacteur nucléaire est avant tout un moyen de chauffer de l’eau. En règle générale, cette eau est transformée en vapeur pour mettre en mouvement une turbine à vapeur qui, couplée à un alternateur, va produire de l’électricité. Mais pourquoi ne pas en rester à la génération de chaleur et coupler le réacteur à réseau de chauffage urbain ? C’est le concept de Calogena, et la ville d’Helsinki est très intéressée par le chauffage urbain nucléaire.

À travers sa start-up Calogena, le groupe Gorgé développe un petit réacteur nucléaire (en anglais SMR, pour Small Modular Reactor) dédié à la production de chaleur à basse pression et basse température (autour de 5 bar et 100 °C). Cette orientation permet de concevoir un réacteur très simple et de toute petite taille. Aujourd’hui fixée à 30 MW thermiques pour le modèle dit « Cal-30 », sa puissance est toutefois significative : elle pourrait satisfaire aux besoins de chauffage de 20 000 foyers.

Très récemment, le groupe Gorgé a indiqué par un communiqué de presse avoir franchi une étape majeure. L’entreprise a en effet déposé auprès de l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN) française son Dossier d’option de sûreté (DOS). Une étape cruciale, s’il en est : c’est ainsi qu’est lancée la pré-instruction du concept par le gendarme français du nucléaire. Cette étape emmène vers la concrétisation du projet, puisqu’il permet de préparer la Demande d’autorisation de création (DAC), dans l’objectif de construire une tête de série. Fondée en 2021, Calogena envisage en effet un déploiement industriel de son SMR pour 2030.

Helsinki lancé vers le chauffage urbain nucléaire

Helsinki est dotée du deuxième plus grand réseau de chaleur du monde, et elle s’est donnée pour objectif de décarboner entièrement sa production, aujourd’hui assurée par le gaz naturel et la biomasse. Et pour ce faire, elle s’intéresse au chauffage urbain par l’énergie nucléaire.

Citons quelques chiffres concernant le projet d’Helsinki : un besoin de 400 MW de chaleur, entre 10 et 15 SMR, un marché de l’ordre de 1,5 milliard d’euros et une mise en service qui se produirait justement en 2030. Le groupe Gorgé a bien entendu signifié son intérêt, puisque ce projet démontre qu’il existe bien un marché pour son concept.

Calogena fera face toutefois à une forte concurrence. La société finlandaise Steady Energy propose en effet de son côté le LDR-50, un réacteur de 50 MW thermiques, et fonctionnant à 10 bar et 150 °C. Disponible dans sept ans, le réacteur aurait un prix unitaire de l’ordre de 100 millions d’euros. Une concurrence qui reste toutefois teintée de coopération, puisque les deux projets Calogena et Steady Energy sont par ailleurs partie prenant du projet CityHeat. Ce projet a été sélectionné en octobre 2024 par la Commission européenne lors de l’appel à projet au sein de l’Alliance européenne sur les SMR.

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Le photovoltaïque prend de la place, c’est une certitude. Son développement peut donc entraîner de sérieux conflits d’usages, et il n’est pas toujours vertueux d’implanter des panneaux à la place de forêts. Une solution : utiliser les espaces déjà artificialisés. Mais ces derniers ont parfois un usage et un propriétaire, qui n’a pas forcément prévu d’y ajouter une centrale photovoltaïque. La loi entend les contraindre à le faire, notamment sur les grands parkings. Mais, nous le verrons, c’est plus facile à dire qu’à faire.

Le 10 mars 2023, a été votée la loi relative à l’accélération des énergies renouvelables (loi n°2023-175). Elle prévoit des mesures visant pour l’essentiel à simplifier les procédures d’autorisation, à mieux planifier le déploiement et à mieux partager la valeur à l’échelle locale, et, enfin à diriger les nouveaux projets vers les terrains déjà artificialisés.

C’est du fait de ce dernier point réglementaire que se trouvent impliqués les parkings, et l’opportunité de les doter d’ombrières photovoltaïques. Leur sort est désormais fixé, en principe, par le décret n°2024-1023 du 13 novembre 2024. Seize articles donc, qu’il convient de décrypter.

Le principe fixé par la loi

Les parcs de stationnement concernés sont les parkings extérieurs (c’est-à-dire non intégrés dans un bâtiment) dont la surface est supérieure à 1 500 m². Le calcul de ce seuil fait l’objet d’exigences spécifiques, détaillées dans le décret, qui concerne la comptabilisation des différents espaces, par exemple : espaces verts, espaces de manutention et zones proches de substances dangereuses. La loi requiert qu’au moins la moitié de cette surface soit couverte d’ombrières intégrant une centrale de production d’énergie renouvelables.

À noter que la loi prévoit un calendrier de déploiement assez serré : elle est applicable à partir du 1ᵉʳ juillet 2026 pour les parkings dont la superficie est égale ou supérieure à 10 000 m², et à partir du 1ᵉʳ juillet 2028 pour ceux dont la surface est comprise entre 1 500 et 10 000 m². La loi précise également des sanctions pouvant aller jusqu’à 40 000 € par an.

Une longue liste d’exceptions à l’obligation

Qui dit loi, dit aussi une longue liste d’exceptions. Ces exceptions concernent, par exemple, les cas où une installation photovoltaïque ne serait pas réalisable techniquement, pour des raisons de nature de sol, ou d’incompatibilité avec l’usage initial de stationnement. De même, sont exemptés les cas d’ombrières qui porteraient un préjudice financier trop important au gestionnaire du parking, comme un coût d’investissement excessif, ou un ensoleillement insuffisant. Il est toutefois nécessaire, pour pouvoir bénéficier de ces exemptions, de démontrer ces impossibilités techniques ou financières, au travers de conditions décrites dans le décret, et d’études réalisées par des tiers accrédités.

Le décret exempte également les ombrières photovoltaïques qui seraient de nature à accroître un risque (naturel, technologique, ou liés à la sécurité civile ou nationale), ou à porter préjudice à l’environnement. De même, sont exemptés des terrains protégés au titre du patrimoine, ou de l’environnement (par exemple, des parcs nationaux). Par ailleurs, si un parking bénéficie d’ores et déjà d’un ombrage du fait d’arbres préexistants, il peut se trouver exempté, sous certaines conditions, encore une fois (proportion de surface, nombre d’arbres par place de stationnement, …)

Cet inventaire n’est pas exhaustif. Il existe d’autres cas et critères. Vous l’aurez compris, il n’est pas tout à fait simple de délimiter les cas où l’obligation s’applique de ceux où le parking pourra être exempté. Il est donc difficile de prévoir quelle part du gisement constitué par ces terrains déjà artificialisés sera effectivement affectée à la production énergétique. Et donc dans quelle mesure les ombrières participeront en pratique au mix énergétique français.

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Les kits solaires sont d’une facilité d’installation incomparable. Problème : ils sont limités à de petites puissances, généralement inférieures à 1 kWc, nettement insuffisantes pour couvrir les besoins d’un foyer moyen. Mais c’est sans compter sur le « petit » nouveau d’Indielux et EPP Solar. Ces deux sociétés mettront prochainement en vente ce qu’ils décrivent comme le plus grand système photovoltaïque plug and play du monde.

La description du produit a tout pour plaire. Il s’agit d’un système dont la puissance est comprise entre 3 et 6 kWc. Constitué de panneaux photovoltaïques bifaciaux, son rendement est amélioré, pour peu qu’il soit disposé de façon à pouvoir capter la lumière sur les deux faces du panneau. Est annoncée une production d’électricité pouvant aller jusqu’à 6,6 MWh par an. De plus, atout de taille, l’ensemble est équipé d’une batterie LFP compatible, dont la capacité, selon les options, est comprise entre 5,1 et 25,6 kWh. Cela représente ainsi l’équivalent d’environ 25 à 140 % de la production quotidienne moyenne des panneaux.

Ce produit est issu d’une collaboration entre deux sociétés allemandes : Indielux, spécialisée dans la production de systèmes d’autoproduction domestiques, et EPP Solar, un distributeur de solutions liées à l’énergie solaire. Indielux a fourni la technologie de pilotage Ready2plugin et EPP Solar s’occupera, en exclusivité, de la distribution en Europe – sont prévus pour le moment : Allemagne, France, Autriche, Pologne et Espagne. Les prix débuteront à 4 700 € ; EPP Solar promet des économies allant jusqu’à 55 % par rapport aux fournisseurs traditionnels.

Au cœur du concept, une technologie de pilotage innovante

Le produit est plug and play, tout comme les kits solaires de plus petite taille, et il ne nécessite pas l’intervention d’un électricien pour être installé. Toutefois, sa grande puissance a conduit à mettre en œuvre des modalités de pilotage particulières. C’est la technologie ready2Plugin, développée par Indielux, et intégrée avec un onduleur de marque Growatt (WR SPH 3000 TL BL-UP), qui permet d’intégrer un système de si grande taille dans une installation en autoconsommation. Cette technologie permet d’autoconsommer jusqu’à 2 kW par le biais d’une prise conforme ; il est prévu également une prise dite « de secours » pouvant aller jusqu’à 3 kW.

Par ailleurs, le système de pilotage permet de ne pas injecter sur le réseau plus de 800 W, valeur qui est la limite légale en Allemagne pour une installation de ce type. Les fournisseurs ne précisent pas toutefois comment sera adapté le système pour les autres pays, où les limites officielles sont différentes.

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Les suiveurs ou trackers solaires sont des systèmes bien connus. Ils ont pour objectif d’augmenter la production des panneaux photovoltaïques en les orientant au mieux tout au long de l’année, voire de la journée. Ils sont en revanche réputés coûteux et complexes. Sauf lorsque le low-tech s’invite dans l’équation. Voici donc Zenitrack.

À nos latitudes, la hauteur du soleil sur l’horizon varie au cours des saisons. Direction plein sud et au midi solaire, elle dépasse 60° le 21 juin, au solstice d’été, mais peine à atteindre 20° le 21 décembre, au solstice d’hiver. Une prise de photo du soleil aux différentes périodes de l’année construit dans le ciel une image en forme de « 8 », ou de symbole « infini », appelée l’analemme.

La production d’un panneau photovoltaïque est directement liée à l’angle entre le panneau et l’angle du soleil. Ainsi, l’angle optimal varie donc non seulement en fonction de l’heure de la journée, mais également au fur et à mesure de l’année et des saisons. Dans ce contexte, un tracker solaire a pour objectif de fournir au panneau une orientation optimale pour la production d’énergie, à tout moment. Un tel système implique toutefois une motorisation, des câbles électriques, des systèmes de transmission et des roulements. Une certaine complexité, donc, ainsi que, et c’est lié, un certain coût.

Une solution minimaliste et performante

C’est là qu’intervient la solution Zenitrack, de l’inventeur Nicolas Ditleblanc. Il s’agit d’un tracker solaire low-tech qui vise au minimalisme. Il consiste en un support pour un panneau photovoltaïque de petite taille, qui y sera placé en orientation paysage. Ce support se place au sol, l’inventeur parle avec humour de « petite autoconsommation d’énergie potagère ».

Le support peut fournir au panneau une orientation variable, de 0° à 80°. Minimalisme oblige, c’est l’utilisateur qui, toutes les deux semaines, règle l’angle optimal du panneau, en fonction de la date et de la latitude de l’installation. Cet angle, c’est une application fournie par Zenitrack qui la spécifie. Et le réglage ne prend, selon Zenitrack, que quelques secondes.

En dépit de cette simplicité, les performances sont au rendez-vous. Elles permettent une très nette amélioration de la production du panneau, surtout au cours des mois d’hiver. Ainsi, entre novembre et janvier, le support permet une augmentation de la production de + 30 à 50 %, selon les essais menés par Nicolas Ditleblanc.

Le panneau est fixé à son support par le biais de pinces, sans perçage, et tous les panneaux sont compatibles sous réserve que le cadre ait une épaisseur comprise entre 15 mm et 40 mm. La fixation de l’ensemble au sol est à ajouter, soit sous la forme d’un lest de 110 kg, par exemple, des dalles de terrasse, soit sous la forme d’une fixation au sol qui est laissée à l’appréciation de l’utilisateur. Le support est fabriqué par Viollet Industries, une PME située en Haute-Savoie, et elle est conçue dans une approche de sobriété ; cela concerne notamment sa structure, constituée d’aluminium recyclé et recyclable.

La commercialisation a démarré

L’invention est aujourd’hui disponible chez plusieurs distributeurs, par exemple Sonepar ou Rexel. Sur ces plates-formes, le Zenitrack est vendu seul, ou sous forme de kit. Le prix du support est inférieur à 150 € HT. Contacté, Nicolas Ditleblanc nous a indiqué que la totalité du premier lot produit a été vendue et que le succès du déploiement dépendra en premier lieu de l’appropriation de la solution par les artisans électriciens ou chauffagistes.

Sur LinkedIn, Nicolas Ditleblanc communique régulièrement sur son invention et notamment les performances de son système de test. Si l’on aime l’inventivité et le low-tech, le suivre présente un intérêt certain.

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Sur Terre, le débat est vif : faut-il alimenter les voitures électriques avec de l’énergie solaire ou nucléaire ? En fait, il en est tout à fait de même dans l’espace, même si les raisons ne sont pas strictement les mêmes. Pour y voir un peu plus clair, l’Union européenne a commandé une étude sur la propulsion électrique nucléaire, mais dans l’espace. Le consortium, mené par l’électricien belge Tractebel vient de rendre son rapport.

Dans l’espace, comme sur Terre, ce sont les combustibles chimiques qui dominent : dans les énormes fusées, des composés chimiques (hydrogène, méthane, ou kérosène, par exemple) sont mélangés avec de l’oxygène et leur combustion génère de colossales quantités de chaleur. Cette chaleur est utilisée pour comprimer pour accélérer les gaz de combustion au travers d’une tuyère, générant ensuite le mouvement du véhicule par le principe d’action-réaction (troisième loi de Newton).

Plus récemment, des moteurs plus efficaces sont apparus, appelés « moteurs ioniques ». Ces propulseurs équipent aujourd’hui de nombreux satellites ou sondes interplanétaires ; citons par exemple, la sonde japonaise Hayabusa qui, en 2005, s’est presque posée sur l’astéroïde Itokawa, et ramenant ensuite sur Terre un échantillon de quelques grammes. Les moteurs ioniques utilisent diverses manières d’ioniser et d’accélérer un gaz, à partir d’une source d’énergie électrique, typiquement celle fournie par des panneaux photovoltaïques ; on parle alors de « propulsion électrique solaire » (en anglais Solar electric propulsion, SEP).

La propulsion nucléaire plus efficace que la propulsion chimique

Cette méthode de propulsion est bien plus efficace que la propulsion chimique, ce qui se traduit par une vitesse d’éjection des gaz plus élevée, et au total, une réduction très significative de la quantité de carburant qu’il est nécessaire d’emporter. À noter que ce type de moteur n’est utilisé aujourd’hui que dans l’espace, et pas au cours des lancements.

La SEP a deux inconvénients principaux. D’une part, elle génère une poussée très faible, ce qui se traduit par des accélérations lentes, et d’autre part, lorsque l’ensoleillement diminue sensiblement lorsqu’on s’éloigne du soleil, il est nécessaire de prévoir des panneaux beaucoup plus grands, qui alourdissent le véhicule. Au-delà de l’orbite de Mars, le concept touche sa limite technologique et les gains issus de la propulsion électrique solaire s’estompent progressivement.

Une solution : alimenter les propulseurs électriques non pas avec de l’énergie solaire, mais avec de l’énergie nucléaire. Il s’agit là du concept dit « propulsion électrique nucléaire » (en anglais Nuclear electric propulsion, NEP). Et l’Europe a décidé d’évaluer cette solution.

Le projet européen RocketRoll

L’Union européenne a en effet lancé une étude de faisabilité sur la propulsion électrique nucléaire dans l’espace. Initié par le département Future Space Transportation Systems (STS-F), le projet s’appelle RocketRoll, qui est un acronyme quelque peu complexe pour pReliminary eurOpean reCKon on nuclEar elecTric pROpuLsion for space appLications.

Il est mené par l’énergéticien belge Tractebel et regroupe de nombreux partenaires : le Commissariat à l’énergie nucléaire et aux énergies alternatives (CEA), ArianeGroup et Airbus, bien sûr très impliqués dans les technologies spatiales, et l’entreprise Frazer Nash Consultancy. Des experts de différents pays européens ont également été impliqués : chercheurs de l’université de Prague et de l’université de Stuttgart, et des ingénieurs du fournisseur de systèmes spatiaux OHB (OHB Czechspace et OHB System à Brême).

Un premier vol à moteur ionique d’ici 2035 ?

L’étude préliminaire a été lancée en 2023 et s’est terminée en octobre de cette année. Elle a conclu que la technologie de propulseur électrique nucléaire apportait bien les bénéfices escomptés en termes de vitesse, d’autonomie et de flexibilité. Cela concerne en particulier des concepts de remorqueur spatial (en anglais « in-orbit tug »), pour transporter de lourdes charges. Ce résultat n’est pas nouveau, admettons-le, car la NEP est étudiée depuis les années 1960. En revanche, elle a permis de produire une actualisation, en particulier dans le contexte technologique européen, ainsi qu’une feuille de route. Cette dernière indique la possibilité de faire voler un véhicule de test pour une mission dans l’espace d’ici 2035.

L’étude relève également les synergies avec d’autres aspects de missions spatiales. Des réacteurs nucléaires pourraient également produire de l’électricité pour les habitats de missions humaines sur Mars et sur la Lune, pour des missions robotisées plus loin (et plus ambitieuses) dans le système solaire, ou pour d’autres applications spatiales que la propulsion seule.

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