Remplacer les carburants fossiles par des carburants biosourcés, une idée alléchante, sans aucun doute. Mais comment le faire en pratique, et à un coût compétitif ? Carbozym a inventé un système basse pression et basse température, basé sur de simples enzymes, qui pourrait faire le travail.

Le méthanol, c’est une substance dont on entend de plus en plus parler, comme une petite musique qui monte, qui monte. Il faut dire que cette molécule a de nombreux avantages en tant que vecteur énergétique : il peut être produit à partir d’énergie renouvelable et peut permettre de recycler le dioxyde de carbone, il est liquide, et donc plus facilement stockable, les moteurs à combustible interne existants peuvent être adaptés à son utilisation sans remplacement intégral, et enfin, il peut aussi servir dans des piles à combustible.

Une révolution à venir, donc, dans le domaine du transport propre ? À condition de trouver une solution pour produire le méthanol à bas coût.

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Une innovation au cœur d’un bioréacteur

Une solution, Jullien Drone et Nicolas Brun en ont une. Tous les deux sont chercheurs à l’Institut Charles Gerhardt de Montpellier, au sein du pôle chimie Balard du CNRS. Ils ont inventé une technologie basée sur des enzymes, bien différente des solutions alternatives basées par exemple sur l’électro-catalyse. Une biotechnologie innovante, donc, qui leur a permis de fonder Carbozym, avec le soutien de partenaires prestigieux : CNRS Innovation, Bpifrance, le Businness Innovation Center de Montpellier et la société AxLR.

L’idée est d’utiliser du dioxyde de carbone produit par des processus naturels, comme la méthanisation ou la fermentation à partir de sources locales ou encore d’une source captive comme une installation industrielle. Le CO₂ est ensuite injecté dans un réacteur où se trouvent les enzymes. L’enjeu, en l’occurrence, est de permettre des immobilisations d’une manière simple et peu coûteuse, afin d’assurer une biocatalyse efficace. Pour ce faire, le réacteur est doté d’un support poreux innovant, qui, selon les auteurs, permet de fixer les enzymes sans avoir recours à des étapes de purification préalables. Carbozym a déjà déposé deux brevets.

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L’idée intéresse et Carbozym cherche des investisseurs

Premier avantage : le procédé fonctionne ainsi à température et pression ambiante, et cela permet d’envisager une importante réduction des coûts par rapport à des solutions à haute pression et haute température. Et bien sûr, ce procédé n’utilise pas de ressources fossiles ; ainsi Carbozym promet de réduire de plus de 95 % les émissions de gaz à effet de serre. Une opportunité, sans doute, dans un marché du méthanol s’élevant à plus de cent millions de tonnes par an et 40 milliards de dollars, essentiellement assuré par des sources fossiles.

Carbozym va lancer deux levées de fonds, avec pour objectif de réunir 5 millions d’euros pour lancer la phase pilote, c’est-à-dire un système d’une capacité de 1000 L qui devrait démarrer en 2028. La société veut ensuite pouvoir proposer une installation industrielle de 20 000 L pour début 2030.

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Ce n’est pas un poisson d’avril. Peut-on générer de l’électricité en utilisant le champ magnétique de la Terre et sa propre rotation autour d’elle-même ? La réponse a toujours été non. Mais cette équipe de chercheurs aurait réussi à montrer que c’est possible, dans un article scientifique qui, peut-être, fera date.

La Terre est dotée d’un champ magnétique, d’une intensité très faible, de l’ordre en France de 47 µT (micro-Tesla), mais suffisant pour nous permettre de nous orienter à l’aide d’une boussole. Par ailleurs, la Terre tourne sur elle-même, ce qui est bien sûr à l’origine de l’alternance des jours et des nuits. Cette combinaison d’un champ magnétique et d’un mouvement peut laisser penser qu’il serait possible de produire un courant électrique dans un conducteur, un peu comme dans un alternateur.

La science a toutefois démontré que ce n’était pas possible. En 1832, Michael Faraday démontre par une expérience qu’il est impossible de générer de l’électricité à partir du champ magnétique et de la rotation de la Terre. Impossible donc ? Jusqu’en 2016, date à laquelle Christopher Chyba de l’Université de Princeton, et Kevin Hand, du California Institute of Technology, pointent une faille dans le raisonnement. Et en 2025, ils publient les résultats dans Physical Review Applied d’une expérimentation qui prouverait leur point de vue (l’article est disponible en source ouverte).

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Cette invention se glisserait dans une faille théorique

L’explication de l’échec de l’expérience de Faraday a été la suivante : le champ magnétique de la Terre produit bien un mouvement des électrons, mais ce même mouvement génère à son tour un champ magnétique de retour qui annule l’effet du champ magnétique terrestre. Or, d’après Chyba et Hand, ce raisonnement présenterait une faille : il suppose que le champ magnétique dans le conducteur change instantanément.

Or ce n’est pas le cas : dans certains matériaux, le champ diffuse plus lentement, et cet effet pourrait être exploité. En effet, dans ce cas, le champ contre-moteur ne s’établit pas immédiatement, ne permettant pas d’annuler immédiatement le courant. Leurs calculs théoriques ont montré en outre qu’un courant serait produit s’il était placé de manière perpendiculaire à l’équateur, donc selon un axe nord-sud.

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Une expérimentation indispensable

Les chercheurs ont donc fabriqué un cylindre creux constitué d’un ferrite de manganèse-zinc, de la taille approximative d’une grosse lampe de poche. Et ils l’ont testé dans leur laboratoire. Ils ont constaté un courant continu de quelques microvolts, conforme à leurs calculs. La tension, l’intensité et la puissance électrique générées ont été extrêmement faibles ; un calcul de coin de table de l’auteur de cet article indiquerait une puissance électrique inférieure au picowatt (soit moins de 0,000000000000011 W).

Une toute petite puissance générée, donc. Toutefois, les chercheurs envisagent une possible miniaturisation de leur système, ainsi qu’une mise en série, de façon à augmenter la tension et la puissance générées. Leur invention pourrait ainsi alimenter des systèmes de plus grande taille, par exemple, des capteurs dans des sites isolés, voire de véritables systèmes à notre échelle, ne serait-ce qu’une maison. Avec un avantage incomparable : l’absence de besoin d’alimenter en combustible, ou de recharger une batterie. Le système serait ainsi totalement autonome.

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Une source d’énergie naturelle, mais fossile

Magique ? Non, l’énergie vient bien de quelque part. De la rotation de la Terre. Le système conduirait donc, en retour, à ralentir la rotation de notre planète et à augmenter la durée des jours. Un peu comme l’effet des marées lunaires, qui conduisent à ralentir la durée du jour sur Terre, et à éloigner la Lune ; ainsi, il y a 620 millions d’années, le jour durait environ 20 heures, et la Lune était plus proche d’environ 20 000 km.

Il s’agit donc d’une source d’énergie fossile, pas du tout renouvelable. Mais ce n’est pas un problème pour les auteurs, qui précisent : « Nous avons précédemment montré que même dans un scénario extrême où notre civilisation obtiendrait toute son énergie électrique à partir de l’effet décrit ici, la rotation de la Terre ne ralentirait que de moins de 1 milliseconde par décennie. » Fossile donc, mais avec un gisement si colossal, que cela n’aurait aucun effet sensible.

Du reste, nous devons être prudents sur cette découverte. L’effet mesuré était si faible, qu’il pouvait être provoqué par des phénomènes parasites (par exemple, la différence de température entre les faces du cylindre, par l’effet Seebeck). La publication a ainsi soulevé son petit débat, ce qui est tout à fait normal dans le cadre de la méthode scientifique. Les auteurs appellent par ailleurs à ce que leur expérience soit reproduite : « La prochaine étape consisterait pour un groupe indépendant à reproduire (ou contredire) nos résultats dans des conditions expérimentales très similaires à celles utilisées ici ». Souhaitons en effet d’autres expériences, pour en avoir le cœur net.

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Si les projets de nouveau nucléaire rivalisent de créativité en France et dans le monde, les exemples de réalisations concrètes ne sont pas encore au rendez-vous. Le gouvernement aurait enfin pris une décision pour le site de Cadarache. De quoi donner une chance à un de ces petits nouveaux.

Calogena développe le Cal-30, un petit réacteur modulaire (SMR) de 30 MW thermiques, destiné exclusivement à la production de chaleur, notamment pour le chauffage urbain. Nous rapportions dans nos colonnes en fin d’année dernière, que la start-up du groupe Gorgé manifestait de l’intérêt pour le projet d’Helsinki de se doter d’une source d’énergie nucléaire pour alimenter son réseau de chaleur urbain ; la capitale de la Finlande est en effet dotée d’un réseau de chaleur parmi les plus importants du monde.

L’entreprise a déposé il y a peu son Dossier d’option de sûreté (DOS) auprès de l’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection (ASNR), marquant ainsi une première étape de son processus de certification. Dans le cadre de sa démarche visant à concrétiser son projet, elle cherche par ailleurs un site pour construire une tête de série.

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Décarboner un site nucléaire… qui se chauffe au gaz fossile !

Il semblerait que ce site soit Cadarache, le vaste site de recherche nucléaire du CEA (Commissariat à l’énergie nucléaire et aux énergies alternatives) dans les Bouches-du-Rhône. Le choix de cet emplacement présente plusieurs intérêts. En premier lieu, il est déjà doté d’un réseau de chaleur, aujourd’hui alimenté au gaz naturel fossile – et l’ironie pourrait prêter sourire pour un site aussi important dans l’histoire de la filière nucléaire française.

Par ailleurs, il s’agit d’un site déjà nucléarisé par plusieurs réacteurs, ce qui implique sans doute de moindres difficultés en ce qui concerne les démarches administratives d’autorisation. Il existe par ailleurs plusieurs autres projets de construction à proximité (le réacteur de fusion ITER, le réacteur de recherche Jules Horowitz RJH), et on peut supposer que ce soit favorable également en termes d’infrastructure et de logistique.

Cette décision aurait été prise lors du quatrième Conseil de politique nucléaire (CPN), qui s’est tenue à l’Élysée le 17 mars. Une chance serait donc donnée à Calogena de faire ses preuves, tout en décarbonant un site emblématique du nucléaire. Notons toutefois que pour le moment, cette décision n’a pas fait l’objet d’une confirmation officielle.

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La transition énergétique a pour avantage, entre autres, de moins dépendre d’importations d’hydrocarbures. Mais cet avantage n’en est un que s’il est possible de ne pas dépendre non plus des importations de systèmes de production d’énergie, comme les panneaux photovoltaïques, les batteries, ou encore les différents composants nécessaires à l’industrie nucléaire. Mais pour produire sur son sol ces systèmes, encore faut-il disposer des minéraux nécessaires. Or l’inventaire des ressources minières en France est obsolète, dans son périmètre, et dans ses données disponibles. Heureusement, un nouveau projet a été lancé pour résoudre ce problème.

« On va accélérer sur la partie industrielle […]. D’abord, un grand inventaire de ressources minières qui sont nécessaires à la transition écologique, parce qu’on doit disposer d’une carte précise des ressources en matière de lithium, de cobalt qui se trouvent sur notre territoire pour sécuriser cette souveraineté de nos matières premières. C’est là où la rareté est en quelque sorte jumelle de la décarbonation ». Ainsi s’exprimait Emmanuel Macron à la sortie du Conseil de planification écologique, le 25 septembre 2023.

Le signal était donc lancé ! La France allait chercher sur son territoire les minéraux nécessaires à la transition énergétique. Il était temps, pourrait-on penser, dès lors que l’on songe au fait que la Chine dispose d’une position dominante, depuis au moins une décennie, sur de nombreux minéraux, à l’état brut et/ou raffiné : terres rares, lithium, cobalt, nickel, graphite, gallium, …

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L’inventaire existant doit être actualisé

Le besoin d’un nouvel inventaire est d’autant plus pressant que l’inventaire actuel était obsolète, selon le Bureau de recherches géologiques et minières (BRGM) lui-même. Réalisé entre 1970 et 1995, il n’est plus à la hauteur des enjeux d’aujourd’hui pour un certain nombre de raisons. La première d’entre elles est la liste des minéraux étudiés : elle comprenait auparavant 22 substances prioritaires, alors que ce sont aujourd’hui par moins de 55 substances qui sont considérées comme critiques et stratégiques, incluant par exemple le lithium, le tantale, le césium ou le germanium.

D’autres raisons ont conduit l’État français à lancer un nouvel inventaire. Tout d’abord, tout le territoire n’a pas fait l’objet d’études approfondies ; plus de 30 % des zones d’intérêt n’ont toujours pas été étudiées. De plus, la profondeur maximale d’investigation était jusqu’à maintenant de 300 m ; en la matière, les techniques ont depuis évoluées, permettent de rechercher des minéraux à des profondeurs plus importantes (1000 m). Les moyens modernes permettent en outre une prospection plus rapide et à plus grande échelle – à l’aide par exemple d’instruments embarqués sur satellite, de nouveaux systèmes d’analyse chimique plus rapides et plus mobiles.

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Lancement d’un nouveau projet d’ampleur

Ainsi le BRGM a lancé en ce début d’année un nouveau projet d’inventaire d’ampleur. D’une durée initiale de cinq ans, il est financé par l’Agence nationale de Recherche (ANR) dans le cadre du programme d’investissement France 2030. Ce sont 53 millions d’euros qui seront mobilisés dans cet objectif.

Ce nouvel inventaire va concerner cinq zones prioritaires du territoire national : Vosges, ouest du Massif central, Morvan-Brévenne, Pyrénées Cévennnes et Sillon Nord Guyane. Il va mettre en œuvre les techniques les plus modernes et emploiera entre autres des techniques d’acquisitions depuis le sol et aéroportés (hélicoptère, avion). L’interprétation des données utilisera des moyens de science de données et d’intelligence artificielle, avec pour objectif d’identifier les zones les plus favorables à la présence de gisements profonds. Ces données permettront ensuite de lancer des études d’exploration minière, dans le cadre de permis exclusifs de recherche (PER).

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L’actualité bruisse des développements récents de la fusion nucléaire. Les progrès sont de plus en plus rapides. En ce mois de mars 2025, c’est une société canadienne qui annonce l’achèvement de son prototype, et la première production de plasma, au sein d’un réacteur particulièrement original.

C’est le premier réacteur « steampunk », comme l’a décrit le journaliste Tim de Chant. En effet, le concept de General Fusion est pour le moins original. Pour que la réaction de fusion thermonucléaire puisse se produire, il est nécessaire de porter le plasma à de très hautes conditions de température et de pression. Cette compression est réalisée ici à l’aide de vingt-quatre pistons mus à la vapeur. Ces pistons produisent l’implosion d’un liner de lithium vers le centre de la chambre du réacteur, piégeant le combustible en son centre, et avec pour objectif de porter le plasma à plus de cent millions de degrés celsius, soit 10 kiloélectronvolts (keV).

 

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Le projet vient de se concrétiser

La startup canadienne a développé son concept pendant près de 20 ans, mais aujourd’hui, tout se précipite. Le 3 mars dernier, en effet, la société inaugure officiellement son nouveau prototype, baptisé LM26 – pour Lawson Machine 26. Pour la petite histoire, il s’agit d’un hommage au physicien John D. Lawson, qui a été le premier à évoquer l’éponyme « critère de Lawson » pour caractériser la rentabilité énergétique d’un réacteur de fusion.

Le 11 mars, la société annonce avoir réalisé le premier plasma dans la chambre de son réacteur. La start-up précise en outre former dorénavant ces plasmas sur une base quotidienne. Le prototype a été construit en seize mois, et il vise à démontrer la viabilité du concept. Pour ce faire, il s’efforcera d’atteindre plusieurs objectifs successifs : d’abord atteindre 10 millions de degrés celsius (1 keV), puis 100 millions de degrés (10 keV) et enfin l’atteinte du fameux critère de Lawson.

Une fois atteint, le prototype démontrera l’aptitude de cette étonnante machine à vapeur à produire de l’énergie. De nombreuses étapes à franchir, donc, pour ce réacteur, dans les mois à venir.

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Les batteries peuvent prendre feu spontanément, voire exploser, ruinant des maisons et des installations industrielles. Mais est-ce une technologie dangereuse ? On pourrait le croire au regard des multiples accidents qui les impliquent. Qu’en disent les études ?

Les articles d’actualité sont nombreux à relater des accidents relatifs à des batteries. Dernier en date, nous relations sur notre site le 27 février l’explosion d’une batterie dans un domicile en Allemagne. Le 23 janvier, nous rapportions également le quatrième incendie dans la batterie de Moss Landing, en Californie.

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Le risque d’un « effet loupe »

L’expansion des batteries est un phénomène nouveau, qui se produit de surcroît dans un contexte politique de débat, parfois vif, sur le choix de notre approvisionnement énergétique. Chaque accident attire donc l’attention. Et cela conduit à un possible « effet loupe », c’est-à-dire d’amplification de la gravité perçue d’un phénomène par rapport à son ampleur réelle.

Prenons un exemple. L’utilisation domestique du gaz n’est pas sans risque. Ainsi, le BARPI (Bureau d’analyse des risques et pollutions industrielles) établit que 98 accidents se sont produits en France en 2020, lesquels ont été à l’origine de 68 blessés et 11 décès. Cela signifie que, malheureusement, deux incidents sont à déplorer chaque semaine en moyenne. Force est de constater que ces événements ne font que peu l’objet de titres dans la presse.

Dans le même temps, les accidents impliquant des batteries ont plus de chance d’être relatés. Est-il donc risqué de s’équiper d’une batterie ? Pour le savoir, on ne peut faire autrement que prendre du recul, et consulter les études à ce sujet. Dans ce contexte, un rapport de l’EPRI (Electric Power Research Institute), publié en source ouverte le 10 mai dernier, peut nous aider à nous faire une idée de ces risques et de leur tendance.

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Quelle est la fréquence des incidents selon l’EPRI ?

L’EPRI a mis en place une base de données, baptisée EPRI BESS Incident Database – BESS signifiant Battery energy storage systems, soit Système de stockage d’énergie par batteries. Cette base de données a permis d’évaluer la fréquence des incidents implicants des batteries stationnaires, dans des installations de grande taille, c’est-à-dire industrielles et commerciales, et reliées au réseau. Tous les incidents ne sont donc pas tracés, mais cela ne nuit pas à une évaluation de la tendance.

Le premier constat est que le nombre d’accidents n’a pas beaucoup varié entre 2018 et 2023, et reste stable à environ 15 accidents tracés. En revanche, le nombre de batteries installées dans cette même période a très fortement augmenté, passant de moins de 3 GW à plus de 50 GW. En conséquence, la fréquence des accidents a très nettement diminué, de près de 97 %, et s’établit aujourd’hui à nettement moins de 0,3 par GW et par an.

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L’étude de l’université d’Aachen

Une autre étude allemande nous donne d’autres chiffres, basés en partie sur la base de données de l’EPRI. Selon ses auteurs, le risque d’incendie d’une batterie domestique serait de l’ordre de 0,0049 %, soit 50 fois inférieure à celle d’un incendie d’une maison dans un cadre général. De même, la probabilité d’incendie d’un véhicule à combustion interne serait de 0,089 %, soit quatre fois plus élevée que celle d’une voiture électrique.

Il n’y a pas de risque acceptable, dès lors que l’on parle d’accidents pouvant ruiner des vies, voire causer la mort ; il peut toutefois y avoir la promesse d’une amélioration continue. À ce titre, l’EPRI relève que moins d’un tiers des accidents de leur base de données ont conduit à la publication de la cause racine ; l’institut appelle ainsi à une plus grande transparence de l’industrie, afin de faciliter les progrès en la matière.

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Les besoins énergétiques de la Chine sont énormes, et lorsqu’elle annonce des chiffres, ils sont souvent ébouriffants. Ainsi, cette annonce de la découverte d’énormes gisements de thorium, qui pourraient alimenter la Chine pendant plusieurs dizaines de milliers d’années. Les chiffres paraissent conséquents, que faut-il en penser ?

La Chine avait impressionné en octobre 2023 quand elle avait démarré son réacteur à sels fondus au thorium, répondant au doux nom de TMSR-LF1 (« Thorium Molten Salt Reactor – Liquid Fuel 1 »). Un peu plus tard, le 17 juin 2024, le réacteur atteint sa pleine puissance, soit 2 mégawatts thermiques (MWth). C’est la première fois qu’un réacteur de ce type démarre, depuis les réacteurs MSRE à Oak Ridge aux États-Unis, qui ont fonctionné au cours des années 1960.

Et ces développements ne vont pas s’arrêter là : un démonstrateur de 10 MWth est en construction depuis début 2025, des SMR commerciaux de 100 mégawatts électriques (MWe) sont prévus pour 2030, et un cargo géant équipé de tels réacteurs, baptisé KUN-24P, est en cours de conception. Cette cascade de projets prouve sans le moindre doute que la Chine est aujourd’hui en pointe dans cette technologie.

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La Chine va trouver le thorium sur son sol

Mais qu’en est-il au sujet du thorium destiné à être utilisé dans ce type de réacteurs ? L’avenir semble d’une grande abondance, si l’on en croit les annonces récentes. C’est le journal chinois South China Morning Post qui, en effet, titre le 28 février 2025 : « Une étude chinoise trouve une énergie inépuisable juste sous nos pieds ».

Le journal évoque la déclassification d’un rapport émis en 2020, à l’issue d’un grand inventaire des réserves en thorium de la Chine. Cette étude démontrerait la présence de ressources en thorium bien plus importantes que prévu, parmi 233 sites d’intérêt allant du Xinjiang à l’ouest au Guangdong sur la côte est. Un de ses aspects particulièrement intéressant est d’avoir évalué la ressource qui se trouve dans des déchets miniers.

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Des ressources gigantesques à partir de seuls déchets

Deux exemples sont fournis par le journal : la production de déchets pendant cinq ans d’une unique mine de fer en Mongolie-Intérieure contiendrait assez de thorium pour alimenter l’ensemble des foyers étasuniens pendant plus de 1 000 ans. Bayan Obo, une autre complexe minier actuellement utilisée pour la production de terres rares, pourrait également permettre de produire jusqu’à un million de tonnes de thorium ; de quoi alimenter la Chine entière pendant plus de 60 000 ans, rien de moins, d’après les chercheurs.

L’étude a été réalisée sous la direction de Fan Honghai, un chercheur d’un laboratoire spécialisé situé à Beijing (le National Key Laboratory of Uranium Resource Exploration-Mining and Nuclear Remote Sensing). Elle a conduit à une publication début 2025 dans la revue chinoise Geological Review.

Notons toutefois que la communication sur les réserves stratégiques est un enjeu important pour l’État chinois. Ainsi, il est possible que les ressources évoquées ne soient pas aussi facilement exploitables, et ce, à un prix décent, que ce que ces annonces pourraient laisser penser. Restons donc prudents. Sans nier toutefois la grande avance prise par la Chine dans la filière thorium.

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C’est un ensemble de technologies qui avaient fait parler d’elles, il y a quelques années, mais qui ne sont plus guère citées dans l’actualité. Et pourtant, elles promettaient de stocker la chaleur indéfiniment. Ont-elles été définitivement abandonnées ? Prenons un peu de recul.

C’est un container semblable à nul autre qui a été modifié sur un parking dans la région de Zurich. Ce sont environ 18 m² de capteurs solaires thermiques qui ont été ajoutés sur son toit et sur une de ses faces. À l’intérieur, une tuyauterie complexe relie plusieurs réservoirs à un réacteur central. Et dans ce réacteur, se produit une réaction bien particulière. Lorsque la lumière du soleil réchauffe les capteurs à l’extérieur, la chaleur produite permet d’assécher une solution de soude, c’est-à-dire d’en extraire l’eau et de la concentrer. Inversement, lorsqu’il n’y a plus de chaleur solaire, l’eau est réinjectée dans la solution de soude concentrée. Et cette dernière réaction produit une grande quantité de chaleur.

C’est une réaction tout à fait connue, que peut-être certains de nos lecteurs ont déjà expérimentée en travaux pratiques de chimie : il faut diluer la soude dans l’eau, et pas l’inverse, et ce très lentement, afin de ne pas risquer de surchauffe du mélange et des projections dangereuses. Et c’est cette réaction, réversible, qui permet de concevoir un système de stockage de la chaleur.

C’est l’expérience qu’a menée l’équipe de Benjamin Fumey, pour démontrer la possibilité de stocker la chaleur solaire dans la soude. Il s’agissait du projet COMTES, financé par l’Union européenne. Au cours de leurs essais menés en 2015 et en 2016, ils ont pu restituer une puissance thermique de 1 kW. Mais ils ont également rencontré des difficultés techniques, liées à la conception du réacteur. Leurs résultats sont décrits dans leur article publié dans la revue Energy Procedia, accessible en source ouverte.

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Le stockage thermochimique permet de conserver indéfiniment la chaleur

La technique utilisée par l’équipe suisse fait partie d’un éventail de technologies, généralement désignées par l’acronyme TCES, pour Thermochemical Energy Storage. Elles ont pour finalité de stocker la chaleur, en utilisant des réactions réversibles qui absorbent de la chaleur (endothermiques) lors de la phase de charge du stockage, et qui produisent de la chaleur (exothermiques) lors de la phase de décharge.

Il faut bien distinguer le TCES de deux autres types de stockages par chaleur. Tout d’abord le stockage par chaleur sensible, basé sur la variation de température d’un matériau, qui est le principe utilisé dans un ballon-tampon, ou une simple bouillotte. Il se distingue également des systèmes basés sur le changement de phase d’une substance (chaleur latente), par exemple, de la glace, comme dans le concept de ballon de glace de la société Boreales.

En général, les TCES bénéficient généralement d’une plus grande densité énergétique que ces autres systèmes, et surtout, en principe, ils ne perdent pas d’énergie au cours du stockage. En effet, la chaleur est stockée de manière pérenne dans les liaisons chimiques entre les substances utilisées ; en particulier, il n’y a pas besoin d’isoler thermiquement le réservoir pour limiter au maximum les pertes de chaleur. La majorité des pertes d’énergie ne se produisent ainsi qu’au cours des phases de chargement et de déchargement, comme dans un accumulateur électrochimique comme les batteries Li-ion.

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Les projets n’ont cependant pas abouti

Malheureusement, les expérimentations menées n’ont pas encore permis d’aboutir à la mise sur le marché de systèmes de stockage opérationnels. Un des projets les plus avancés était celui de la société SaltX, en partenariat avec Vatenfall, sur la centrale de Reuter West. Une installation de taille importante avait été mise en service en avril 2019. Elle devait stocker 10 MWh. Il semblerait qu’elle ait fonctionné correctement. Elle a toutefois été rapidement démantelée. Depuis, la société SaltX utilise sa technologie pour la calcination, plutôt que pour le stockage de chaleur ; sur son site internet, elle propose toutefois sa technologie pour du stockage d’énergie si des clients se montrent intéressés.

Il faut dire que de nombreux désavantages ont été identifiés pour cette technologie, comme le révèle une étude par N’Tsoukpoe et Kuznik en 2021. En pratique, ce type de stockage montre bien des pertes de chaleur avec le temps. Par ailleurs, les matériaux restent coûteux au regard de la valeur économique de l’énergie stockée. Les auteurs recommandent ainsi une évaluation complète de ces systèmes, avant de mener tout projet de développement. Est-ce un dernier clou dans le cercueil de cette technologie ?

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Mais l’histoire n’est pas finie

Les technologies de stockage d’énergie thermochimiques sont toujours citées dans les options d’avenir pour le stockage de la chaleur. Par exemple, elles figurent en bonne place dans le rapport de la Commission Européenne intitulé Novel Thermal Energy Storage in the European Union, de 2023. Le rapport note toutefois que leur leur niveau de maturité technologique est moins élevé que des solutions concurrentes, au mieux de 7 sur l’échelle TRL (Technology Readiness Level), c’est-à-dire le niveau de l’échelle pilote.

De nombreuses recherches sont toujours en cours. Citons ne serait-ce que cette étude de 2024 de chercheurs italiens de l’école polytechnique de Milan et de l’institution de recherche RSE. Ils ont pu tester un prototype avec diverses zéolites, un minéral constitué d’un squelette d’aluminosilicate et d’un réseau très dense de micropores. Lorsque de l’air humide est insufflé dans la zéolite, l’humidité est adsorbée à la surface de la zéolite, ce qui produit de la chaleur, et chauffe l’air. Inversement, insuffler de l’air chaud et sec permet de sécher la zéolite et de la préparer pour une restitution ultérieure de chaleur. Tant que la zéolite sèche reste à l’abri de l’humidité, le stock d’énergie est ainsi conservé. L’expérience a pu mieux comprendre ce genre de système, les cas où il se montre plus efficace que d’autres, et estimer son efficacité énergétique globale à environ 50 %.

Le stockage d’énergie thermochimique est-il donc dans une impasse ? Non, car ces solutions n’ont pas été abandonnées. Même s’il faut toutefois fortement tempérer ses possibilités pratiques aujourd’hui. Ainsi, ce n’est malheureusement pas demain que vous pourrez équiper votre maison d’un système de stockage thermochimique qui stockera le surplus de chaleur de vos capteurs thermiques, pour la restituer l’hiver prochain. Mais peut-être après-demain ?

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« La simplicité est la sophistication suprême » a dit Léonard de Vinci. Garder les choses simples est toujours une injonction de bon sens, même si elle n’est pas toujours facile à mettre en œuvre. Cette start-up australienne veut résoudre ainsi un défi de taille de la transition énergétique : la production massive d’hydrogène.

La voie la plus connue aujourd’hui pour produire l’hydrogène décarboné est l’électrolyse. Il faut, pour ce faire, produire en premier lieu de l’électricité propre, par exemple, en convertissant le rayonnement solaire en électricité par une centrale photovoltaïque, puis ensuite utiliser cette électricité pour produire de l’hydrogène vert par électrolyse de l’eau. Au total, ce sont deux étapes qu’il faut prévoir. Peut-on faire plus simple, comme l’a recommandé Léonard de Vinci ?

C’est possible, en utilisant, par exemple, le procédé dit de craquage de l’eau par photocatalyse (Photocalytic Water Splitting en anglais, ou PWS). Avec cette approche, on utilise de la lumière pour casser la molécule d’eau en deux, c’est-à-dire d’une part l’oxygène, et d’autre part l’hydrogène. Pour cela, il faut une grande quantité de lumière, ayant une énergie suffisante et des catalyseurs, par exemple, du dioxyde de titane (TiO₂).

Un projet australien qui avance vite

Sparc Hydrogen a lancé un projet pilote pour maîtriser cette technologie. Il s’agit d’une joint-venture qui regroupe Sparc Technologies, société spécialisée dans les technologies de la transition énergétique, Fortescue, un investisseur dans ce type de projets, et l’Université d’Adélaïde. L’installation ressemblera à une centrale solaire à concentration, constituée de rangées de miroirs (de technologie Fresnel) faisant face à une tour, où la lumière sera concentrée pour produire la réaction de photocatalyse.

Pour appuyer ce projet, la start-up se base sur les résultats positifs obtenus à l’aide d’une centrale de recherche implantée à proximité de la ville de Newcastle, au sud-est de l’Australie. La campagne d’essais s’est déroulée entre 2023 et 2024, et permettra d’appuyer la conception en cours de la centrale pilote, à plus grande échelle, qui sera installée à proximité d’Adélaïde, dans le sud du pays. La joint-venture vient de décider la construction de la centrale pilote, qui devrait voir le jour à mi-2025.

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Les kits solaires sont de petites centrales photovoltaïques de quelques centaines de watts-crête, qui peuvent fournir une petite production solaire avec une facilité d’installation déconcertante. Le choix devient pléthorique, et c’est une excellente nouvelle. Pour s’y retrouver, aujourd’hui, nous testons le kit Preasy de l’entreprise française DualSun.

Présentation du kit solaire DualSun Preasy

Le kit solaire Preasy de DualSun est constitué d’un panneau photovoltaïque bifacial de technologie TOPCON, de type N ; ses cellules sont monocristallines et d’aspect noir. Il est monté sur deux armatures latérales, en métal au revêtement décoratif aspect bois, qui permettent de redresser le panneau avec un angle de 30° environ. Du fait de cette conception, le panneau est aéré et peut produire par ses deux faces, de façon à améliorer son rendement.

La puissance nominale d’un kit est de 420 Wc ; il est possible d’en connecter un maximum de deux pour un total de 840 Wc. Pour des puissances supérieures, Dualsun renvoie vers son réseau de professionnels pour construire une installation sur-mesure, par exemple, en toiture.

Les dimensions dépliées sont de 107 cm x 178 cm (soit de l’ordre de 2 m² au sol) pour une hauteur de 74 cm. Le poids du panneau est donné à 36 kg. Comme la plupart des kits photovoltaïques dits plug and play, le Preasy se connecte au secteur, sur une installation triphasée ou monophasée, avec ou sans Linky – DualSun précise toutefois que l’installation électrique du logement doit être raccordée au réseau public, pour la bonne synchronisation de ses micro-onduleurs. Nous avons contacté DualSun à ce propos, qui nous indique avoir fait ce choix pour des raisons d’encombrement : « les onduleurs qui fonctionnent sans réseau électrique sont beaucoup plus volumineux et peu adaptés à l’usage pratique du Preasy. ». Ajoutons que le câble de connexion au réseau mesure 10 mètres.

De longues durées de garantie

Le produit est garanti 25 ans pour le panneau et pour le micro-onduleur ; en ce qui concerne le panneau, sa garantie peut être étendue à 5 ans, sous conditions. Les performances sont garanties jusqu’à 80 % de rendement sur 30 ans. Il peut être relevé que les kits sont assemblés en France, dans l’usine de Jujurieux, près de Lyon ; c’est dans cette même usine qu’est produite la partie thermique et qu’est réalisé l’assemblage des panneaux hybrides Spring de DualSun. Les panneaux photovoltaïques du Preasy, en revanche, sont bien fabriqués en Chine.

Le produit n’est pas vendu directement en ligne ; DualSun, en effet, a choisi de confier la distribution à son réseau professionnel. Pour ce faire, le client peut se rendre sur le site de la société pour solliciter un installateur partenaire. Le prix conseillé par DualSun est de 680 € TTC par panneau, auxquels peuvent s’ajouter des frais de services et de montage si nécessaire. Cependant, les boutiques qui le commercialisent actuellement proposent un tarif autour de 900 € TTC, ce qui est particulièrement cher pour un kit solaire de seulement 420 Wc.

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Montage et installation du kit solaire DualSun Preasy

Le montage du kit Preasy est très facile. DualSun promet 5 minutes de montage, nous devons admettre avoir pris un peu plus de temps, sans que cela devienne toutefois déraisonnable : de l’ordre de 30 minutes. Il faut être deux pour manœuvrer les composants sans risquer de les endommager, et on ne peut que recommander de bien protéger le sol pour éviter toute mésaventure.

DualSun fournit des attaches pour le passage du câble autour de l’armature, pour le cas où le câble doive passer du côté opposé. C’est peut-être l’opération qui prend le plus de temps. Vient ensuite le lestage du panneau. Celui-ci est réalisé par deux ballasts plats en plastique, posés sur un système de grilles. Ces ballasts peuvent être remplis de 15 L d’eau ou de 24 kg de sable. Nous avons opté pour l’eau, et c’est assez aisé de les remplir. À noter que DualSun permet de monter les panneaux verticalement sur un mur, nous n’avons pas toutefois testé cette possibilité.

La localisation des panneaux est bien sûr très importante, et peut conduire à quelques réflexions. En premier lieu, les panneaux doivent être orientés au mieux, c’est-à-dire le plus possible vers le sud, en minimisant les ombres portées par les arbres et les bâtiments à chaque moment de la journée. Par ailleurs, sans que ce soit obligatoire, il est préférable de les placer sur une surface dure, sans végétation ; dans le cas contraire, il sera nécessaire de le déplacer régulièrement pour pouvoir tailler régulièrement la végétation autour. Le Preasy doit également être à portée du câble secteur, et à portée du WiFi (pour transmettre les informations). Trouver le meilleur emplacement peut ainsi demander quelques essais.

Branchement électrique et connectivité

Le branchement est d’une grande simplicité : directement sur le secteur. Il ne faut que quelques minutes pour que le boîtier de monitoring se connecte et commence à produire. Pour ce qui est de la connectivité internet, celle-ci est d’une grande facilité également : après avoir installé l’application MyDualSun sur son smartphone, on se connecte au boîtier d’abord par Bluetooth, ce qui permet ensuite de connecter le Preasy au WiFi, et donc à internet. L’application permet ensuite de suivre la production.

L’application fournit des données nombreuses :

• La courbe de production en temps réel, pour chaque jour, ainsi que la courbe d’ensoleillement ;
• L’historique de production, sur 30 jours, ou fournissant mois par mois, la production totale, les économies d’électricité et les économies de CO2 réalisées.

Une fois le kit connecté, l’installation doit être déclarée, par le biais d’une Convention d’Autoconsommation Sans Injection (CACSI) auprès d’Enedis. DualSun fournit un guide pas à pas pour remplir cette formalité. À noter que cette déclaration ne permet pas de conclure un contrat de vente d’électricité ; pour ce faire, il faut une installation en dur de plus grande puissance, par exemple, en toiture.

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Test de production du kit solaire DualSun Preasy

Nous avons pu tester également la production. Les conditions de production dépendent fortement de la localisation du logement, de la disposition du panneau et des conditions météorologiques. Les données ci-dessous ne seront donc représentatives que du test lui-même, et ne doivent être vues que comme un aperçu.

Nous avons installé le Preasy dans le Jura, quasiment face au sud ; son emplacement n’est toutefois pas tout à fait optimal, car des ombres s’y portent en matinée et le soir. Du fait des panneaux noirs et de son armature aspect bois, il présente un certain style, qui a été remarqué.

Les panneaux ont été testés de début septembre 2024 à mi-janvier de cette année. Les conditions d’ensoleillement ont été loin d’être au beau fixe, aussi la production d’électricité n’a pas été à son meilleur. À plusieurs reprises, la puissance a quasiment atteint son maximum théorique, avec quelques périodes à près de 400 W (soit 95 % d’une puissance nominale de 420 Wc).

Sur le mois de septembre, ce sont 31 kWh qui ont été produits (à partir du 05 septembre jusqu’à la fin du mois). Quelques minimums de l’ordre de 0,1 – 0,2 kWh se sont produits, avec, par exemple, 0,16 kWh le 26 septembre, caractérisé par une météo exécrable. La production maximale quotidienne a été de 2 kWh, observée le 15 septembre avec une belle courbe en cloche. La production a ensuite suivi la diminution de la ressource en lumière solaire : octobre à 27 kWh, novembre à 19 kWh et décembre à 16 kWh.

Il peut être relevé que plusieurs épisodes de vent fort ont été observés pendant le test, qui n’ont pas été sans effet sur le mobilier de jardin. En revanche, le Preasy, bien lesté, n’a pas bougé d’un pouce.

Économies réalisées

La production totale, incluant une partie du mois de janvier, est de 107 kWh. L’application les convertit en 26,84 € économisés, sur la base du tarif bleu réglementé d’EDF en option base en 2024. Il faut noter que le montant économisé est une économie potentielle, car pour réaliser ces économies en réalité, il faut pouvoir, à chaque instant, consommer la totalité de l’électricité produite par le Preasy. Dans le cas contraire, l’électricité est livrée sur le réseau, sans rémunération. Pour maximiser la part autoconsommée, il peut être utile de repenser ses usages de l’électricité pour les concentrer sur les périodes de maximum de production.

Il n’est pas aisé d’extrapoler l’économie à l’échelle de l’année, car la production sera plus élevée en été, dans une proportion complexe à estimer. Par ailleurs, la période écoulée n’a pas du tout été favorable pour la production photovoltaïque : beaucoup de nuages, beaucoup de pluie. On rappelle toutefois que plus de 95 % de la puissance nominale ont bien été atteints en pratique, ce qui implique que le panneau devrait avoir une bonne productivité sur une année complète.

Pour finir, en ce qui concerne les économies de carbone, l’application indique 28,8 kg-CO₂ économisés, soit 270 g-CO₂/kWh, ce qui correspond à l’intensité carbone du réseau européen. On relève que l’intensité carbone de l’électricité française est nettement plus faible ; substituer l’électricité du réseau français par l’électricité du PREASY ne permet vraisemblablement pas de réaliser de telles économies dans le cadre du mix électrique français.

Test du kit solaire DualSun Preasy : notre verdict

Finalement, le kit Preasy est un kit solaire à l’aspect élégant, d’une grande facilité d’installation et facile à connecter. Pour ce que nous avons pu tester, ses performances sont conformes aux spécifications du fabricant. DualSun propose en outre un accompagnement complet par son réseau d’installateurs.

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La Commission européenne planche sur les futures normes pour les moyens de chauffage au bois. Un projet devait être présenté à Bruxelles le 12 février. Mais elle a été la cause d’un certain émoi, voire d’une certaine panique, notamment en République tchèque.

Et pour cause, le projet prévoit des normes si strictes qu’elles conduisent certains à envisager une disparition pure et simple des poêles ou des chaudières à bois dès 2027. La levée de boucliers fut vivre, particulièrement en Allemagne et en République tchèque. Là-bas, les représentants de la filière ont avancé que les nouvelles normes sortiraient du marché la grande majorité des modèles de poêles à bois disponibles et pourraient conduire à une hausse importante de leur prix.

Par ailleurs, une autre exigence est sous le feu des critiques : celle d’équiper les systèmes de chauffage au bois de systèmes de régulation automatique. Une telle exigence ne permettrait plus à ces systèmes de fonctionner sans électricité – un avantage certain pour ceux qui vivent dans des zones où le réseau électrique est insuffisamment robuste, et qui craignent les conséquences de coupures de courant en hiver. Et qui considèrent un poêle au bois comme une solution de secours.

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Un projet qui a rencontré une vive opposition

Le ministre de l’Industrie et du commerce de la République tchèque, Lukáš Vlček, s’est opposé à ces propositions de nouvelles règles : « Notre objectif est que la politique verte européenne corresponde aux développements technologiques et n’ait pas d’impact disproportionné sur les portefeuilles des ménages et des entreprises tchèques. […] Nous ferons pression pour que la proposition soit révisée et corresponde aux possibilités réelles. ».

Cette opposition fut suffisante pour que la Commission européenne reporte la réunion du 12 février, le temps de réaliser « un travail technique supplémentaire nécessaire ». « L’interdiction controversée des poêles à bois est reportée » titre Euractiv. Rappelons que le chauffage au bois est dans le collimateur de l’UE du fait des risques sanitaires liés au monoxyde de carbone et aux fumées, causes d’asthme et d’autres maladies pulmonaires.

Le report du projet par la Commission européenne reste un soulagement pour ceux qui estiment que des normes trop sévères auraient un impact très négatif sur les moyens de chauffage des ménages disponibles aujourd’hui, ainsi que, dans une plus large mesure, sur la transition énergétique. L’eurodéputé allemand Peter Liese déclare ainsi : « Pour nous, les systèmes de chauffage à la biomasse sont une partie importante de la transition énergétique. »

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Depuis peu, les propriétaires de panneaux photovoltaïques de Nouvelle-Calédonie constatent la présence d’une nouvelle ligne sur leur facture d’électricité. Il s’agit d’une taxe, entrée en vigueur le 1ᵉʳ janvier 2025 et qui concerne tous ceux qui possèdent une installation.

La taxe, appelée, « prime d’utilisation du réseau », est destinée à financer le réseau électrique de Nouvelle-Calédonie. Le groupe politique UNI-Palika, à l’origine de la loi, la justifie par le fait que les propriétaires de panneaux photovoltaïques bénéficient d’une «  facture d’électricité nulle ou quasi nulle, quand elle n’est pas négative. Ces clients ne contribuent donc pas au financement du réseau électrique et aux outils de production dont ils bénéficient pourtant à certains moments, notamment la nuit ».

La taxe est calculée sur la base de la puissance souscrite (et non la puissance de la centrale), tant que cette dernière est supérieure à 5 kVA. Le taux est fixé à 5 000 francs pacifiques (CFP) par kVA, soit environ 42 euros. En moyenne pour les 7 000 foyers concernés, elle représente tout de même un coût supplémentaire d’environ 250 euros sur l’année.

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Un environnement délétère pour l’investissement

Elle s’applique pour tous les propriétaires d’une centrale solaire. Qu’ils soient raccordés au réseau (EEC-Enercal), ou en autoconsommation. Et elle va plus loin encore : elle s’applique aussi bien aux nouvelles installations qu’aux anciennes.

Et c’est ce dernier point qui a soulevé les plus vives protestations. En effet, comme investir dans une installation photovoltaïque, s’il existe le risque qu’un effet rétroactif et imprévisible vienne anéantir toute prévision de rentabilité ? Un tel risque arbitraire est difficilement acceptable pour de tels projets, et le précédent que constitue cette taxe menace de bloquer tout nouvel investissement. C’est pour cette raison que nombreux sont ceux qui appellent à revenir sur cette loi votée le 22 août 2024 par le Congrès de Nouvelle-Calédonie.

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Une telle taxe peut-elle être appliquée en France métropolitaine ?

Le réseau de transport et de distribution est financé en France métropolitaine par le TURPE (Tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité), qui a augmenté de 10 % cette année. Il n’est pas prévu aujourd’hui qu’une « taxe solaire » comme en Nouvelle-Calédonie vienne compléter ce financement. Toutefois, de la part d’un gouvernement qui peine à boucler son budget, il est difficile d’être certain qu’une telle taxe solaire ne puisse pas être proposée. Rappelons qu’en France métropolitaine, les producteurs d’électricité photovoltaïque avec contrat de revente payent déjà une taxe supplémentaire pour l’utilisation du réseau.

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L’hydrogène est depuis longtemps pressenti comme un vecteur de la transition énergétique. Sa production, notamment par électrolyse, reste toutefois coûteuse. Mais l’Université de Liverpool propose une solution, au point d’union entre deux domaines : l’ingénierie biologique et les technologies de l’énergie propre.

Le biomimétisme est un principe de conception qui vise à s’inspirer de la nature pour mettre au point des systèmes technologiques. Les solutions naturelles, après tout, n’ont-elles pas été éprouvées par 3,8 milliards d’années d’évolution ? En la matière, la biosphère s’avère experte dans la transformation de l’énergie du soleil pour produire des substances chimiques variées, en premier lieu par la photosynthèse.

Dès lors, il n’est en rien déraisonnable de chercher à s’en inspirer. Et c’est bien ce qui a été fait à l’Université de Liverpool, par les équipes du professeur Luning Liu, qui occupe la Chair of Microbial Bioenergetics and Bioengineering (chair Bioénergétique et bioingénierie microbienne) et le professeur Andy Cooper de la Materials Innovation Factory de l’université (Atelier des matériaux innovants).

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Un nanoréacteur hybride pour utiliser toute la lumière du soleil.

Imiter la nature est bien difficile. Le premier écueil rencontré par les chercheurs est de parvenir à produire un réacteur de photosynthèse artificielle qui exploite une large partie du spectre du rayonnement solaire. La deuxième difficile réside dans la durabilité de ces réacteurs, rapidement dégradés par l’environnement, et notamment par l’oxygène de l’atmosphère.

L’innovation de l’équipe de recherche réside dans une combinaison spécifique de matériaux très différents, d’où son nom de « réacteur hybride ». Un semi-conducteur organique, doté de pores microscopiques, joue le rôle, en quelque sorte, de collecteur de lumière. Ce composant transfère ensuite la lumière vers des enzymes biologiques, très efficace pour produire de l’hydrogène à partir de l’eau et de la lumière. L’ensemble est intégré dans une coquille constituée de carboxysome, le composant naturel qui permet de compartimenter les bactéries, et qui, en l’occurrence, protège les enzymes de la dégradation par l’oxygène.

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Cette invention a permis de réaliser la production directe d’hydrogène vert à partir de la lumière du soleil et de l’eau. Elle permet de se passer de matériaux précieux, comme par exemple le platine, utilisé dans les électrolyseurs. Elle ouvre ainsi la voie à de possibles nouvelles manières de produire de l’hydrogène de manière massive et à bas coût. Pour peu, bien sûr, que cette invention, particulièrement intéressante, tienne ses promesses lors du passage de l’échelle laboratoire à l’échelle industrielle.

L’article scientifique a été publié dans la revue ACS Catalysis et est disponible en source ouverte.

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La loi change à partir de 2027 : ce ne seront plus seulement les installations neuves qui devront être équipées d’un thermostat, mais également les installations anciennes. Autrement dit tout le monde est concerné par ce décret. Que dit-il ? Nous vous proposons d’y voir un peu plus clair.

Depuis 2018, la loi a rendu obligatoire l’installation d’un thermostat lors de la pose d’une chaudière neuve. Ces exigences ont été renforcées par le décret n°2023-444, signé le 7 juin 2023. Ce décret prévoit en effet qu’un équipement permettant la régulation automatique du chauffage équipe chaque bâtiment au 1ᵉʳ janvier 2027. Cet équipement doit permettre de programmer son chauffage de manière précise, pièce par pièce, et avec un pas horaire.

Il s’agit d’une mesure de sobriété énergétique, visant à permettre de mettre en œuvre des économies d’énergie. En effet, d’après l’Ademe, un thermostat programmable permet d’économiser jusqu’à 15 % des dépenses d’énergie. Si la réglementation précédente ne concernait que les nouveaux systèmes de chauffage, ce dernier décret s’applique également aux installations anciennes. C’est donc un changement important de la manière dont la loi est mise en œuvre en la matière.

Une exigence technique sur la précision du pilotage de la température

Un thermostat associe d’une part la mesure de la température réelle dans la pièce, mais également une modulation de la puissance des systèmes de chauffage vis-à-vis d’une consigne de température. Si la température mesurée est inférieure à la consigne, la puissance de chauffage est augmentée ; inversement, si la température est supérieure à la consigne, le thermostat réduit la puissance, voire suspend le chauffage. Ainsi, il est possible d’atteindre précisément la température de consigne. Un thermostat permet donc de contrôler précisément la température dans une pièce.

Le décret définit assez précisément les thermostats qui sont autorisés. Ils doivent pouvoir être programmables, c’est-à-dire qu’ils doivent permettre de fixer des consignes de température différentes selon les heures de la journée ainsi que selon les jours de la semaine. Le décret définit une gamme minimale de quatre « allures » de chauffage : « confort », « réduit » (avec une commutation automatique entre ces deux dernières), « hors-gel » et « arrêt ».

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Cette définition autorise les systèmes programmables à partir d’un boîtier de commande, mais aussi les thermostats dits « connectés », c’est-à-dire pilotables à partir d’une application à distance installée, par exemple, sur un smartphone ou un ordinateur. Les thermostats dits « intelligents », c’est-à-dire automatisés par exemple vis-à-vis des prévisions météo ou des habitudes de l’utilisateur, sont également autorisés.

En d’autres termes, les thermostats, ou têtes thermostatiques, qui ne disposent que d’un bouton marche/arrête, ou seulement d’un réglage en puissance, sans suivi précis de la température, en revanche seront interdits.

Le décret voit large

Tous les bâtiments sont concernés : logements individuels et copropriétés (incluant celles équipées d’un chauffage collectif), ainsi que les bâtiments tertiaires. Les bâtiments neufs et anciens sont soumis à cette obligation, de manière égale.

Les exceptions sont peu nombreuses. Elles concernent en particulier les systèmes de chauffage dont l’alimentation en combustible n’est pas automatisée, typiquement un poêle à bûche, dont l’alimentation est manuelle. Il est également possible de déroger à la réglementation si une étude permet de démontrer que l’installation n’est pas rentable d’un point de vue technique ou économique.

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Pas de sanction prévue

À ce jour, les moyens de contrôle ainsi que les sanctions n’ont pas été définies dans le décret. Mais il est vraisemblable que de nouveaux décrets en ce sens soient émis d’ici à l’entrée en vigueur de la loi, au 1er janvier 2027.

Pour finir, il faut rappeler que le dispositif Coup de pouce Pilotage a été supprimé le 22 novembre 2024. Il ne permettra donc plus de financer ce type de dispositif, avant qu’un nouveau dispositif soit mis en place – ce qui n’est pas garanti au regard des sévères difficultés de budget rencontrées par les derniers gouvernements. À noter enfin que des solutions gratuites existent pour le chauffage électrique, comme le thermostat Voltalis ou Tiko.

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Le domaine de la fusion nucléaire est en grande effervescence, actuellement. De nombreux projets innovants sont sur la table, et tous promettent une énergie propre et illimitée. Force est d’admettre que ce n’est pas si simple. Toutefois, la technique ne stagne pas, mais progresse, et cette fois, c’est une équipe espagnole qui nous le montre avec son tokamak très particulier.

Les travaux de construction du réacteur à fusion nucléaire international ITER, basé en France, progressent, « à leur rythme » nous pourrions dire. Le calendrier officiel prévoit un début d’exploitation pour 2034. Au-delà de ces échéances qui peuvent apparaître parfois quelque peu frustrantes, son objectif est en particulier de mettre au point des technologies qui pourront être utilisées dans le réacteur DEMO. L’objectif de ce dernier sera de démontrer la possibilité de produire effectivement de l’électricité à partir de la fusion nucléaire.

Si la conception générale d’ITER est aujourd’hui figée, il n’en est pas de même pour DEMO. Pour ce dernier, les options sont encore ouvertes. Et c’est dans l’objectif d’étudier une architecture différente, à fort potentiel, que l’Université de Séville a construit le réacteur SMART.

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Un réacteur pour proposer de nouvelles solutions

Le réacteur SMART (Small aspect Ratio Tokamak) a été conçu, construit et exploité par le laboratoire de la Science des plasmas et de la technologie de la fusion de l’Université de Séville, en Espagne. Il a pour objectif d’explorer la synergie entre deux options de conception : une géométrie dite sphérique et une « triangularité négative ».

La « triangularité » désigne la forme d’une section du tore de plasma. Dans un tokamak classique, cette section a la forme d’un D, c’est-à-dire que la portion la plus droite est située du côté intérieur ; on parle alors de « triangularité positive ». Dans SMART, la géométrie est inversée : la section du plasma est celle d’un « D inversé », avec la section droite du côté extérieur ; c’est ce qui est appelé la « triangularité négative ». Un article des chercheurs de l’Université de Séville, publié dans la revue Nuclear Fusion, est disponible en source ouverte ; il apporte des informations très intéressantes sur cette nouvelle forme de tokamak.

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Vers une plus grande compacité du réacteur

La triangularité négative est susceptible en premier lieu de résoudre une problématique importante des tokamaks : éviter la disruption, qui est susceptible de produire de graves dommages dans la structure du réacteur. Elle permet également, selon les chercheurs, de concevoir un réacteur plus compact. Et donc moins coûteux. Et donc d’intéresser la conception du futur DEMO.

C’est dans un communiqué de presse du 21 janvier que l’Université de Séville nous annonce que le réacteur SMART a produit son premier plasma. Avant de nombreux autres, n’en doutons pas. Un pas de plus, donc, vers la fusion nucléaire.

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Il est parfois bon de se replonger dans l’histoire, et pas seulement celle des grandes personnalités publiques, mais aussi l’histoire faite par les petites gens. Et c’est dans une vidéo INA dénichée par un paysan sur LinkedIn que nous allons trouver un aspect, étonnamment moderne dans son esprit, de la transition énergétique.

La vidéo a été diffusée par l’émission Lorraine soir de l’ORTF, le 10 janvier 1974. C’est un reportage assez court : 2 min et 23 secondes, qui commence par l’image d’un coq qui chante, tandis que le journaliste donne le ton : « la revanche du fumier sur l’or noir ».

Pour certains, le choc pétrolier ne s’est pas produit

Il faut dire que 1974, c’est juste après le premier choc pétrolier. Ce dernier a suivi, en 1973, le début de la Guerre du Kippour qui opposa Israël d’une part et une coalition arabe menée par l’Égypte et la Syrie. La forte hausse du cours du pétrole – un quadruplement en six mois – a conduit de nombreux pays importateurs à chercher des moyens de diversifier leur production d’énergie. En France, est lancé, en 1974, le Plan Messmer visant à accélérer le déploiement du programme électronucléaire. C’est également à cette époque qu’a été lancé le slogan « en France, on n’a pas de pétrole, mais on a des idées », resté encore célèbre aujourd’hui.

Dans ce contexte, produire du gaz à partir du fumier se met à présenter un tout nouvel intérêt. Ainsi, ce reportage de l’ORTF sur André Dupuis, éleveur, et qui, en matière d’énergie, est à la pointe de solutions locales depuis plus de vingt ans.

Une installation rustique d’une grande simplicité

L’installation est composée de trois cuves en ciment de 8 m³ chacun. Le fumier, issu de la litière produite par une vingtaine de vaches, est versé dans ces cuves une fois par mois en moyenne. Il y est ensuite continuellement arrosé pendant une semaine, de façon à démarrer la fermentation. Le gaz produit est ensuite testé par brûlage, puis il est accumulé dans un gazomètre, c’est-à-dire dans une grande cuve légèrement mise sous pression par une cloche métallique.

Chaque jour, l’installation produit environ 4 m³ de gaz, lequel est ensuite employé pour le chauffage ou pour la cuisson. Seul inconvénient relevé par monsieur Dupuis : les jours de grand froid freinent la fermentation.

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Une grande synergie dans l’environnement paysan

L’installation n’a pas coûté cher à l’éleveur. Il l’a construite lui-même pour la plus grande part, et notamment les cuves en ciment. Il n’a fait appel à un artisan que pour les travaux de chaudronnerie. Le gaz produit, lui, ne lui coûte rien, si l’on excepte le temps de travail nécessaire au remplissage et à la vidange des cuves, que Monsieur Dupuis qualifie ainsi : « c’est pas formidable ».

Par ailleurs, la méthanisation conduit à augmenter la valeur du purin qu’il reste après fermentation, d’environ 1/3 selon l’éleveur. Le purin, en effet, conserve après méthanisation une plus grande proportion de son azote qu’en simple compostage : cet azote s’y trouve sous une forme soluble dans les phases liquide et solide, plutôt qu’être perdu sous forme gazeuse. Une part importante de l’azote pourra directement être utilisée par la végétation sur laquelle le purin sera épandu.

Aujourd’hui, la méthanisation est une solution en plein développement.  Autonomie énergétique, décarbonation, protection de la biodiversité, ce sont des technologies du low-tech, visant à faire simple et peu coûteux, au niveau local. En France, l’association PicoJoule notamment, est très active dans ce domaine. Au regard de nos enjeux actuels, énergétiques, mais également en matière de recyclage et d’écosystème, ce reportage INA est belle une illustration du « Retour vers le futur » que nous réserve certains aspects de la transition énergétique.

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