Parmi les systèmes de stockage, celui par air comprimé est intrinsèquement intéressant. Jusqu’ici, il coûtait toutefois encore trop cher de le mettre en œuvre. Mais des chercheurs ont peut-être trouvé une solution.

Tout le monde le sait désormais. Si nous voulons réussir à faire la part belle aux énergies renouvelables intermittentes, il nous faudra nous équiper de systèmes de stockage de l’électricité. Des batteries, bien sûr. Mais aussi d’autres technologies. Comme celle que les experts connaissent sous le nom de CAES. CAES, c’est l’acronyme de compressed-air energy storage. Comprenez, stockage d’énergie par air comprimé. L’idée est intéressante : utiliser de l’électricité verte quand elle est disponible en quantité pour comprimer de l’air et le stocker sous terre. Lorsque l’électricité renouvelable se fait rare, la décompression de cet air permet de compléter la production pour répondre à la demande. Toutefois, tout cela coûte aujourd’hui encore un peu cher pour séduire les industriels.

Un stockage d’énergie par air comprimé assisté par géothermie

Mais des chercheurs de l’université Penn State (États-Unis) viennent de faire une découverte qui pourrait tout changer en la matière. Ils rapportent en effet qu’exploiter les infrastructures existantes d’anciens puits de pétrole et de gaz pour stocker l’air comprimé pourrait aider à réduire les coûts initiaux tout en améliorant l’efficacité des CAES de 9,5 %. De quoi enfin dépasser le seuil de rentabilité de ce type de projet.

Ce que les modélisations et les simulations numériques ont montré, c’est que l’installation de CAES dans des puits de pétrole ou de gaz abandonnés augmente considérablement la température de l’air dans ces systèmes. Or, la pression des gaz augmente naturellement avec la température. Ainsi les quelque 3,9 millions de ces puits recensés, rien qu’aux États-Unis, pourraient-ils stocker davantage d’énergie. Grâce à une sorte de nouveau système de stockage par air comprimé assisté par géothermie.

Des effets collatéraux intéressants

Les chercheurs n’hésitent pas à qualifier leur nouvelle idée d’« excellente solution ». D’autant qu’ils expliquent que la réutilisation de ces anciens puits de pétrole et de gaz à des fins de stockage pourrait aussi aider à atténuer leur impact environnemental. Parce que les puits abandonnés, s’ils sont mal scellés, peuvent laisser échapper du méthane dans l’air. Or le méthane est lui aussi un puissant gaz à effet de serre. Utiliser des puits de pétrole et de gaz pour le stockage de l’énergie par air comprimé, en revanche, contraint à fermer hermétiquement ces puits.

Dernier atout de la méthode, et pas forcément des moindres, le potentiel économique pour les populations qui vivent dans ces régions. Elles pourraient y retrouver des opportunités d’emploi inespérées.

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Le premier changement d'heure de l'année 2025 a lieu ce week-end. Dans la nuit du samedi 29 au dimanche 30 mars, la France passe à l'heure d'été. Gagne-t-on ou perd-on une heure ?

EDF est prié de revoir sa copie, concernant le destin de la centrale de Cordemais. Quelques mois après l’annonce de la fin d’un projet de conversion à la biomasse, le Sénat demande que l’activité de production ou de stockage d’électricité soit maintenu après la fermeture de la centrale. 

Que va devenir la centrale électrique de Cordemais ? Une chose est sûre : à partir de 2027, elle ne produira plus d’électricité à partir de charbon. Mais au-delà, rien n’est encore décidé. Il y a bien eu le projet Ecocombust 2, qui devait permettre la reconversion de l’une des deux dernières centrales à charbon du pays à la biomasse. Mais en fin d’année 2024, EDF a finalement décidé d’abandonner le projet, par crainte d’un manque de rentabilité.

L’électricien français a bien une idée en tête, et souhaite transformer le site en usine de production de tuyaux pour les EPR2. Le site pourrait entrer en service à partir de 2029, et serait géré par Framatome. Mais il y a un hic : cette usine de production ne permettrait d’assurer qu’une centaine d’emplois dans un premier temps, et 200 emplois à terme. On est donc loin des 328 salariés d’EDF qui travaillent actuellement sur le site.

Fabrication de tuyaux ou production d’électricité ?

Dans cette situation, les sénateurs de Loire-Atlantique viennent de faire voter un projet d’amendement auprès de la commission des affaires économiques du Sénat. Cet amendement, qui vient d’être adopté, contraint EDF à proposer un plan de conversion de la centrale, soit pour assurer une production d’électricité à partir d’énergies renouvelables, soit pour stocker de l’électricité. Selon la sénatrice Karine Daniel, le site a une grande importance dans le mix énergétique français, et doit conserver son rôle dans l’équilibre du réseau électrique. Pilotable, la centrale a, en effet, l’avantage de permettre à EDF d’ajuster efficacement sa production d’électricité en fonction de la demande.

Il semble donc qu’EDF soit contraint de revoir – ou compléter – ses plans pour remettre la production d’électricité au cœur du projet Cordemais. Compte tenu de ses infrastructures électriques, le site pourrait être converti en batterie stationnaire, ou pourrait même accueillir un SMR, comme évoqué fin 2023 par Christelle Morançais, présidente de la région Pays de Loire.

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Le cerveau peut-il se digérer lui-même ? Drôle de question, et pourtant... une étude vient de montrer que ça n'est pas totalement impossible lors d'un effort intense.

Cet article a été réalisé en collaboration avec Beem

Comment créer une installation de récupération de l’énergie solaire adaptée à mes besoins et aux contraintes de mon domicile ? Une question épineuse lorsque l’on cherche à se lancer dans l’aventure, et dont la réponse porte un nom simple : Beem.

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En savoir plus

Les Américains ont longtemps produit les matériaux nécessaires à développer leur arsenal nucléaire sur le site de Hanford. Alors qu’ils continuent à travailler à sa décontamination, un projet de construction de la plus grande ferme solaire du pays vient d’y être lancé.

Le complexe nucléaire de Hanford. Près de 1 500 km² dans l’État de Washington. Il est réputé être le site qui présente la contamination radioactive la plus importante des États-Unis. C’est là qu’a été produit le plutonium qui a servi à fabriquer la bombe qui a tué plus de 50 000 personnes à Nagasaki, en août 1945. Au reste de l’arsenal nucléaire du pays, aussi. Au total, près de 70 tonnes de plutonium sont sorties de là jusque dans les années 1980. Sans qu’il soit toujours pris soin de la manière de le faire. Et de gérer les déchets générés. D’abord, peut-être par ignorance. Puis, sans doute plus par négligence.

Un site contaminé par les déchets nucléaires

Longtemps, le sceau du secret militaire a empêché une décontamination correcte de la zone. Les premiers déchets nucléaires produits sur le complexe de Hanford ont en effet été enterrés dans le désert sans qu’il soit noté où. En 1990, une inspection a révélé plus de 200 km² d’eaux souterraines contaminées. Le résultat, notamment, de fuites radioactives observées sur beaucoup de 177 réservoirs de stockage présents sur le site. Des réservoirs qui contenaient initialement des centaines de millions de litres de boues radioactives !

Des opérations de décontamination ont fini par être mises en œuvre. Mais, même si le niveau a baissé, les autorités estiment toujours que 150 km² d’eaux souterraines restent contaminés. Un accord vient d’être signé pour accélérer les travaux sur les 15 années à venir. Il est toutefois d’ores et déjà en péril. En cause, des licenciements ordonnés par Donald Trump dans le cadre de sa politique de réduction des effectifs fédéraux. Quoi qu’il en soit, l’administration estime que la décontamination du site coûtera entre 300 et 650 milliards de dollars et ne sera pas achevée avant 2070.

Après les déchets nucléaires, une immense centrale solaire

Et c’est dans ce contexte et sur la partie du site désormais considérée comme « suffisamment sûre » que la société Hecate Energy vient de prendre l’initiative de construire ce qui devrait devenir ni plus ni moins que la plus grande ferme solaire des États-Unis. Le projet : installer, sur environ 40 km² — le tout à seulement 32 km de celui qui a été le premier réacteur nucléaire à grande échelle du monde —, quelque 3,45 millions de panneaux photovoltaïques pour une puissance totale de 2 gigawatts (GW) — c’est bien plus que la plus grande ferme solaire actuelle de 802 mégawatts (MW) située dans le Nevada — ainsi que 2 GW de batteries. De quoi alimenter, dès 2030, tous les foyers de Seattle, San Francisco et Denver.

Le projet était soutenu par l’administration Biden. Mais il pourrait bien être interrompu par la politique peu favorable aux énergies renouvelables de Donald Trump. Hecate Energy, de son côté, se veut rassurant, qualifiant l’initiative de solide et rappelant que, quelle que soit l’orientation politique du pays, la région a besoin de plus d’électricité. Au total, le projet doit coûter 4 milliards de dollars.

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Avec le déploiement rapide du photovoltaïque, le réseau de distribution électrique doit accueillir toute cette production décentralisée tout en maintenant la stabilité du réseau. Pour que le développement du réseau coûte moins cher tout en rémunérant le consommateur, une nouvelle offre pourrait voir le jour.

Une étude menée par deux chercheurs de Mines Paris – PSL, soutenue par l’État dans le cadre du Programme d’investissements d’avenir (PIA), désormais intégré à France 2030, et opéré par l’ADEME, s’est intéressée à la flexibilité de la production solaire. Elle a étudié les Offres de raccordement alternatives avec modulation de puissance (ORA-MP). Ces dispositifs permettent aux distributeurs d’électricité de mieux gérer les flux de production tout en limitant les gigantesques investissements dans le renforcement des infrastructures.

Vers une plus grande flexibilité

Traditionnellement, raccorder un producteur photovoltaïque impose d’évaluer si le réseau peut absorber sa puissance maximale à tout moment. Or, cette approche conduit parfois à des investissements disproportionnés pour des pics de production ponctuels. L’ORA-MP propose une alternative : en échange d’un raccordement facilité, les producteurs acceptent une modulation temporaire de leur puissance injectée lorsque le réseau est saturé. Cette approche offre plusieurs avantages aux distributeurs d’électricité. D’une part, elle réduit les besoins en travaux de renforcement, dont le coût oscille entre 60 et 200 euros par mètre (€/m) de câble en milieu rural et atteint parfois 1 000 €/m en zone urbaine (câble souterrain).

D’autre part, elle améliore l’équilibre du réseau en évitant les surtensions locales et les congestions sur les lignes moyenne et basse tension. Et ce, pour mieux intégrer les énergies renouvelables sans dégrader la qualité de fourniture d’électricité.

Un impact mesuré pour les producteurs et les consommateurs

Côté producteurs, l’ORA-MP implique évidemment certaines concessions : 70 % de la puissance maximale est garantie en permanence, mais l’injection peut être temporairement réduite en cas de contrainte réseau. L’énergie non injectée est cependant plafonnée à 5 % de la production annuelle pour éviter un manque à gagner trop important. Pour les consommateurs, l’effet est moins direct. Une gestion plus souple du réseau permet d’accueillir plus d’énergies renouvelables à moindre coût, limite la répercussion des investissements sur les tarifs d’électricité, notamment son transport (taxe TURPE). Aussi, en évitant des congestions, l’ORA-MP contribue à maintenir une tension stable, essentielle pour les appareils électroniques des industriels et des foyers.

Alors que la France ambitionne d’atteindre 100 GW de solaire d’ici 2050, ces offres deviennent intéressantes pour accélérer la transition énergétique. Voilà une offre qui pourrait être ciblée, en tenant compte des contraintes locales du réseau et pouvant possiblement remplacer les tarifs de rachat d’électricité S21 qui, eux, n’en tiennent pas compte.

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Fabriquer une éolienne n’est pas neutre en carbone. Alors les ingénieurs cherchent des solutions pour faire baisser cette empreinte. Une idée : concevoir des tours d’éoliennes en bois. Une start-up suédoise avance à grands pas sur cette voie.

Il y a un an de cela, la start-up suédoise Modvion livrait à Varberg Energi, un fournisseur d’électricité suédois lui aussi, sa toute première tour d’éolienne. Elle était destinée à soutenir une turbine Vestas V 90- 2,0 MW, somme toute assez modeste, de 2 mégawatts (MW) de puissance. De loin, pas la plus puissante. Mais si on en parle, c’est parce que la tour en question était faite… de bois. Et que Varberg Energi rapporte aujourd’hui n’avoir « rencontré aucun problème opérationnel pendant la première année d’exploitation » de cette éolienne d’un genre nouveau.

Forte de ce succès, Modvion présente aujourd’hui une nouvelle tour d’éolienne en bois. Elle est cette fois conçue pour des éoliennes toujours terrestres, mais un peu plus grandes. D’une puissance comprise entre 4,2 et 6,4 MW. Et, après des tests rigoureux menés par un organisme de certification indépendant réputé, TÜV SÜD, elle vient de recevoir son homologation. De quoi, pour l’entreprise suédoise, commencer à envisager une production en série pour le marché européen.

Une tour d’éolienne en bois modulaire

Mais de quoi s’agit-il exactement ? Modvion a breveté une solution qui permet de « réduire considérablement les émissions de CO₂ du secteur éolien en remplaçant l’acier et le béton pas du bois, tout en permettant des installations hautement performantes et en éliminant les goulots d’étranglement des transports ». La tour d’éolienne présentée est en effet modulaire. Les modules en bois de placage stratifié (LVL) sont produits en usine. De tailles raisonnables, ils peuvent facilement s’empiler sur des camions pour être acheminés vers les parcs éoliens. Sur place, une grue est mobilisée pour assembler les modules. Le bois présentant une résistance spécifique plus élevée que l’acier, la construction est plus légère et ne nécessite aucun renforcement supplémentaire. Disparus aussi, les milliers de boulons qui doivent subir des inspections régulières sur les tours en acier. Ici, les modules sont assemblés à la colle.

Le modèle qui vient d’être homologué a été conçu pour supporter une turbine terrestre d’une puissance de l’ordre de 6 MW. Plus exactement, la turbine V162- 6,4 MW développée par le fabricant danois Vestas qui soutient depuis le début les efforts de Modvion. Cette tour en bois, une fois assemblée d’ici 2027, mesurera entre 160 et 180 mètres de hauteur. Et la garantie sur sa durabilité sera de l’ordre de 35 ans. Mais déjà, Modvion travaille à l’adaptation de sa solution pour la production en série de tours supportant des hauteurs de moyeux allant jusqu’à 219 mètres.

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Ça avance pour la filière de l’hydrolien. Pendant que Hydroquest prépare la fabrication de ses turbines, le gouvernement semble enfin décidé à inclure la filière dans le futur mix électrique de la France avec un premier appel d’offre prévu avant la fin de la décennie.

Quelques mois après avoir décroché une belle subvention de la part de l’Europe, à partager avec Normandie Hydroliennes, Hydroquest continue de préparer son projet d’hydroliennes à axe vertical. L’entreprise a décidé de miser sur le tissu industriel français dans l’espoir de créer une forte chaîne de valeur industrielle. Ainsi, la fabrication des turbines ne devrait plus tarder, dans les ateliers de constructions mécaniques de Normandie.

Les pales, elles, devraient être fabriquées un peu plus au sud, dans les locaux de Loiretech. Cette entreprise, fondée en 1988, est spécialisée dans la production de pièces composites ou métalliques de grandes dimensions. La construction de ces 72 pales devrait mobiliser une vingtaine d’emplois.

La filière de l’hydrolien est-elle enfin sur la bonne voie ?

Les signaux positifs se multiplient pour la filière hydrolienne française. En plus des 51 millions d’euros promis par la commission européenne en fin d’année dernière, la France a enfin décidé d’inclure les hydroliennes dans la troisième programmation pluriannuelle de l’énergie.

La PPE3, qui devrait être adoptée au mois d’avril, devrait donc inclure la mise en place d’un appel d’offre pour une ferme hydrolienne de 250 MW au niveau du Raz Blanchard, les résultats devraient être attendus avant 2030.

Du côté des acteurs de la filière, on attendait au moins 750 MW d’appels d’offres pour permettre un réel décollage de la filière. Néanmoins, il semblerait que le gouvernement préfère attendre les retours du premier appel d’offre pour envisager d’en lancer de nouveaux grâce aux retours d’expérience. Si l’avancement de ces fermes pilotes est une bonne nouvelle, il reste désormais aux entreprises concernées à trouver des solutions pour faire baisser le prix de la production. À l’heure actuelle, le tarif de revente de l’électricité visé est de 250 €/MWh à 310 €/MWh. L’objectif des principaux concernés est d’atteindre le prix de l’éolien offshore posé, inférieur à 100 €/MWh.

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Le 17 mars 2025, le président de la République a réuni à l’Élysée le quatrième Conseil de politique nucléaire (CPN). Cette instance, qui fixe les grandes orientations de la politique nucléaire française, a permis d’arrêter plusieurs décisions stratégiques sur le programme EPR2, le financement du nouveau nucléaire, l’approvisionnement en uranium et la fermeture du cycle du combustible.

Un conciliabule resserré pour acter des changements sur le programme EPR2. Initialement prévue pour 2035 au mieux, la mise en service du premier des six nouveaux réacteurs devrait finalement intervenir en 2038. Pour rappel, ils seront implantés à Penly, Gravelines et au Bugey. EDF est désormais sommé par l’Élysée de présenter d’ici la fin de l’année un chiffrage engageant sur les coûts et le calendrier du projet. Mais l’énergéticien français s’y refuse, arguant la difficulté de chiffrer précisément ce type de chantier alors que l’Élysée ne veut pas revivre les dépassements de Flamanville.

Pour assurer la construction des EPR2, l’Élysée a confirmé le recours à un modèle de financement hybride : l’État garantira un prêt bonifié couvrant au moins la moitié des coûts de construction, suivant un modèle déjà validé par l’Union européenne pour la centrale tchèque de Dukovany. Un contrat pour différence a été adopté pour fixer un prix maximal de 100 euros par mégawattheure (euro 2024). Ce dispositif devrait permettre d’aboutir à une décision finale d’investissement en 2026.

Un projet Astrid 2.0 pour relancer la filière des surgénérateurs ?

Face aux enjeux de sécurisation des approvisionnements, le CPN a validé une stratégie de développement des activités minières d’Orano. Dans la même logique, le Conseil a confirmé la poursuite des investissements dans l’aval du cycle à la Hague avec une nouvelle piscine d’entreposage des combustibles usés qui devrait être mise en service d’ici 2040. Le gouvernement a aussi souhaité relancer les recherches sur la fermeture du cycle du combustible pour, à long terme, se passer des importations d’uranium naturel. EDF, Framatome, Orano et le CEA devront remettre un programme de travail et une proposition d’organisation industrielle d’ici la fin de l’année 2025.

Le Conseil a acté le lancement de travaux préparatoires sur les réacteurs à neutrons rapides. Ils permettent de fermer le cycle du combustible. L’idée de relancer un projet comparable à Astrid, abandonné en 2019, refait ainsi surface. Le Secrétariat général pour l’investissement (SGPI) est, quant à lui, chargé de piloter la poursuite de l’accompagnement des petits réacteurs modulaires, en vue de la mise en service d’un démonstrateur dès le début des années 2030.

Les détracteurs du CPN accusent son fonctionnement – Médiapart parle d’une « anomalie démocratique -, sa cible 100 % nucléaire (excluant les renouvelables) et la subvention publique déguisée, sous forme de prêt à taux zéro, de 57 à 125 milliards d’euros selon l’association Énergies renouvelables pour tous.

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Le début du chantier des EPR2 de Penly ne commence pas dans les meilleures conditions. Alors qu’un retard a déjà été annoncé par le gouvernement, la qualité du béton utilisé fait déjà polémique. Qu’en est-il réellement ?

Voilà une presse dont se seraient bien passées les équipes d’EDF. Les travaux préparatoires de la première paire française d’EPR2, à Penly, vont déjà bon train pour permettre une mise en service des nouveaux réacteurs d’ici 2038. Mais voilà que les premières interrogations pointent le bout de leur nez. Selon les médias Reporterre et Médiapart, il semblerait qu’il y ait des doutes sur la qualité du béton utilisé pour les travaux liés à la digue de protection des réacteurs. La fourniture des granulats pour ce béton a été confiée à Grave de Mer, une entreprise située à une quinzaine de kilomètres de la centrale, qui a déjà fourni les matériaux des premières tranches de la centrale.

Ce problème de qualité serait lié au fait que le sable fourni pour la fabrication du béton soit d’origine marine. Dans certaines conditions, en particulier au contact de l’humidité, sa composition peut entraîner une réaction alcani-granulat (RAG) dans le béton. Cette maladie du béton peut avoir des conséquences graves, et a touché de nombreuses structures emblématiques, comme la cité radieuse de Marseille, ou encore l’ancien pont de Térénez, dans le Finistère.

Pour éviter ce désordre, une seule solution, selon la réglementation française : respecter un pourcentage total de 70 % de silex dans les granulats du béton. Or, il semblerait que ce ratio soit, au mieux approximatif, au pire, pas respecté pour les premiers mètres cube de béton du chantier.

Le premier béton de l’îlot nucléaire espéré dans 2 ans

Pour cette raison, après une visite de site le 27 février dernier, l’ASNR a demandé à EDF d’apporter des justifications sur la qualité du béton utilisé avant mai 2025. Pour l’heure, le béton en question n’a quasiment pas été utilisé. Après une première phase de mise au point, la production des blocs cubiques rainurés vient de commencer le 4 mars dernier. Ces blocs de béton, qui seront au nombre de 15 000, constitueront la digue chargée de protéger la centrale des assauts de la mer.

La production de béton ne devrait pas fléchir pendant les 5 à 7 prochaines années. Le contrat d’Eiffage Génie Civil, d’un montant estimé à 4 milliards d’euros, comprend la fourniture de plus d’un million de mètres cubes de béton. Le béton du premier réacteur ne devrait pas avoir lieu avant 2 ans, si tout se passe comme prévu.

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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.

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.

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.

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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Cette fois, c’est la bonne ? Dans les cartons depuis bientôt 15 ans, le projet de la potentielle plus grande centrale nucléaire au monde pourrait enfin s’accélérer, suite aux déclarations du gouvernement indien sur la question du nucléaire. 

La filiale indienne d’EDF vient de dévoiler de nouvelles vues 3D de l’hypothétique centrale nucléaire de Jaitapur, seulement 3 semaines après la visite du premier ministre indien à Paris et Marseille. Celui-ci avait d’ailleurs profité de son déplacement en France pour visiter le chantier d’ITER. Il ne faut pourtant pas crier victoire trop vite, tant ce projet aura été riche des rebondissements. Annoncé il y a maintenant 15 ans par Areva et le gouvernement indien, ce projet devait porter sur la construction de 6 EPR de 1600 mégawatts électriques (MWe) pour en faire la centrale la plus puissante du monde.

Mais la catastrophe de Fukushima aura mis un premier coup d’arrêt au projet avec une interrogation sur les niveaux de sécurité. Au milieu des années 2010, les oppositions locales et les difficultés de la filière nucléaire française auront à leur tour participé au retard du projet. Si un nouvel accord avait été signé en 2018, c’est ensuite le nouveau gouvernement local qui avait remis en question la pertinence de la centrale.

Coopération renforcée entre l’Inde et la France

En ce début d’année 2025, le projet semble néanmoins connaître un nouvel élan. Le gouvernement indien vient de présenter son objectif en matière de nucléaire : 100 GW d’ici 2047. Ce n’est pas tout. La visite du premier ministre indien a permis de poser les bases d’une coopération nouvelle en matière de nucléaire entre la France et l’Inde. Outre la construction de cette centrale, les deux pays ont également signé une lettre d’intention sur le petit réacteur modulaire (SMR) et sur le réacteur modulaire avancé (AMR). Cette lettre d’intention inclut également la coopération des deux pays en matière de formation et d’éducation des professionnels du nucléaire.

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Si tout se passe comme prévu, l’Espagne devrait avoir fermé toutes ses centrales nucléaires d’ici 2035. Mais pour certains, cet objectif, fixé avant l’explosion de l’intelligence artificielle et l’électrification des transports, présente un risque pour la pérennité du réseau électrique espagnol. 

En Espagne, la sortie programmée du nucléaire suscite de plus en plus d’inquiétude. La progression des énergies renouvelables est pourtant remarquable, de l’autre côté des Pyrénées. En 2023, elles comptaient pour 52,3 % du mix électrique, en grande partie grâce à l’éolien avec 22,5 %, et le photovoltaïque avec 16,9 %. Pour atteindre de tels niveaux de production, l’Espagne peut compter sur une géographie avantageuse avec un excellent ensoleillement combiné à des vents forts et réguliers.

La progression est telle que le gouvernement actuel a revu ses objectifs à la hausse dans une nouvelle feuille de route publiée en septembre. Le gouvernement vise ainsi 81 % d’énergies renouvelables dans le mix électrique d’ici à 2030, soit 7 % de plus que le précédent objectif fixé en 2021. En parallèle, le pays veut accélérer sur l’hydrogène vert. Au lieu des 4 GW d’électrolyseurs initialement prévus, ce sont désormais 12 GW qui devraient être installés d’ici la fin de la décennie.

Une question de timing

Malgré ces avancées, de nombreux acteurs du pays s’inquiètent d’une fermeture prématurée des centrales nucléaires, prévue pour 2035, qui pourrait avoir un fort impact social et économique dans le pays. Le nucléaire représente encore 20 % du mix électrique du pays grâce à 7 réacteurs répartis dans 5 centrales.

Une trentaine d’entreprises, avec le géant Iberdrola en tête de file, ont publié un manifeste pour la prolongation de la vie des centrales du pays. Dans ce texte, les entreprises en question s’inquiètent des dommages que pourraient causer un démantèlement prématuré des centrales nucléaires. En parallèle, plusieurs partis de droite plaident également au maintien des centrales, au moins jusqu’à ce que la production d’énergies renouvelables et les infrastructures de transport d’électricité soient en capacité de prendre le relais.

Malgré le fort développement des moyens de production d’énergie renouvelable, l’inquiétude guète également concernant la possible évolution à la hausse des besoins en électricité du pays, du fait de l’électrification des transports, et de l’explosion de l’intelligence artificielle. Pour le moment, il est prévu que la centrale d’Almaraz, plus grande centrale du pays avec ses deux réacteurs Westinghouse de 1 000 MW, soit la prochaine à être arrêtée, probablement en 2027 ou 2028.

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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.

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.

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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Au Royaume-Uni, la demande en stockage d’énergie ne cesse de croître à mesure que les renouvelables s’ajoutent dans le mix électrique. Récemment, une importante centrale de stockage capable d’alimenter des millions de foyers vient d’être partiellement mise en service, un système par batterie qui serait le plus puissant d’Europe.

Le Royaume-Uni s’est fixé un ambitieux objectif en matière d’énergie : celui de produire une électricité entièrement décarbonée d’ici 2030. Pour y parvenir, le développement des énergies renouvelables s’accélère, avec l’éolien comme épine dorsale du nouveau système énergétique. Aujourd’hui, le pays dispose déjà d’une capacité de production éolienne considérable, mais il peine à en exploiter pleinement le potentiel en raison d’un déséquilibre de son réseau électrique.

C’est bien pour cette raison que les systèmes de stockage y sont plus que jamais requis afin d’assurer une meilleure répartition de la production des renouvelables. Pour répondre à ce besoin, l’entreprise énergétique Zenobē vient de lancer une immense centrale de stockage par batterie, située à Blackhillock, en Écosse, et dont la construction a débuté en 2023.

200 MW entrés en service, et ce n’est pas fini

Le déploiement de la méga centrale est prévu de se faire en deux phases. La première partie mise en service le 3 mars dernier affiche une puissance de 200 MW pour une capacité de 400 MWh. À elle seule, elle dépasse largement la centrale de Pillswood en Angleterre (98 MW pour 196 MWh), qui détenait jusqu’alors le titre de plus grande installation de stockage par batterie en Europe. Elle sera cependant détrônée par les 600 MW et 2 800 MWh de la future batterie Giga Green Turtle en Belgique, prévue pour 2028.

La deuxième phase, prévue pour 2026, ajoutera 100 MW et 200 MWh supplémentaires. À terme, la centrale atteindra ainsi une puissance de 300 MW pour une capacité de 600 MWh, de quoi alimenter 3,1 millions de foyers pendant une heure. Si la centrale de Pillswood exploite les Megapacks de Tesla, celle de Blackhillock est équipée des systèmes développés par l’entreprise finlandaise Wärtsilä.

Selon Zenobē, cette installation représente à elle seule 30 % de la capacité totale des batteries installées en Écosse. Elle jouera un rôle clé dans l’atteinte de l’objectif national de stockage du Royaume-Uni, fixé à au moins 22 GW d’ici 2030. Sur une période de 15 ans, elle devrait également permettre de réduire les émissions de CO₂ de 2,6 millions de tonnes et d’économiser 170 millions de livres sterling pour les consommateurs britanniques.

Lutter contre la congestion du réseau britannique

Les parcs éoliens britanniques sont principalement situés dans le nord du pays, où les conditions météorologiques sont les plus favorables, tandis que la majorité des consommateurs se trouvent au sud, notamment en Angleterre et au Pays de Galles. Lors des pics de production, ce déséquilibre oblige souvent les opérateurs à brider les éoliennes et, en compensation, à utiliser des centrales à gaz, engendrant des coûts pouvant dépasser le milliard d’euros par an.

Le stockage d’énergie peut être une solution radicale pour remédier à ces inefficacités. En emmagasinant l’excédent de production, le système permettrait d’éviter la saturation du réseau et d’optimiser la distribution de l’électricité. Dans cette optique, la nouvelle centrale de Blackhillock a été stratégiquement installée entre Inverness et Aberdeen, où elle pourra absorber le surplus d’énergie de plusieurs parcs éoliens, notamment de Viking (443 MW), de Moray East (950 MW) et de Beatrice (588 MW).

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La troisième Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE 3), soumise à consultation publique jusqu’au 5 avril 2025, définit les orientations énergétiques françaises pour la période 2025-2035. Ses objectifs ont été revus à la baisse par rapport à la précédente copie.

La Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) s’inscrit dans la continuité de la Stratégie française pour l’énergie et le climat (SFEC) et accompagne la Stratégie nationale bas-carbone (SNBC) et le Plan national d’adaptation au changement climatique (PNACC 3). Elle fixe les objectifs de déploiement d’énergie à horizon 2035. Le gouvernement prévoit d’adopter la PPE 3 par décret, sans actualisation législative des objectifs énergétiques nationaux, ce qui interroge sur sa solidité juridique. Le Haut Conseil pour le Climat a notamment recommandé de rétablir la cohérence entre la PPE et le cadre législatif national.

Photovoltaïque, un recul des ambitions

Le projet initial de novembre 2024 fixait un objectif de 54 à 60 GW de puissance solaire installée en 2030. Le 7 mars, la PPE 3 mise en consultation fixe finalement 54 GW et jusqu’à 90 GW à 2035. En revanche, la prévision de production d’électricité d’origine photovoltaïque (PV) en térawattheures (TWh) reste quasiment stable malgré la baisse des objectifs d’installation. Il est donc prévu une augmentation du facteur de charge.

L’objectif solaire est désormais réparti par type d’installation : 41 % pour les petites et moyennes toitures, 5 % pour les petites installations au sol, et 54 % pour les grandes installations, dont 38 % au sol et 16 % en toiture. L’un des axes forts de la PPE 3 est le développement d’une filière industrielle du solaire en France. L’objectif est de produire jusqu’à 10 GW de composants photovoltaïques d’ici 2035, incluant le silicium, les lingots et wafers, ainsi que les cellules et modules. L’agrivoltaïsme ne fait l’objet d’aucun objectif chiffré spécifique, bien qu’il soit mentionné dans les soutiens PV sol et PV bâtiment via des appels d’offres.

L’éolien en mer progresse

L’objectif pour l’éolien terrestre est maintenu entre 40 et 45 GW d’ici 2035. L’éolien en mer, en revanche, affiche des ambitions revues à la hausse avec un objectif de 18 GW installés en 2035. Le gouvernement prévoit des appels d’offres réguliers pour atteindre ce but. Les objectifs de production d’hydrogène baissent à 4,5 GW à 2030 et 8 GW à 2035.

Un flou persistant sur le soutien public et la décarbonation du mix

La PPE 3 reste vague sur l’avenir des dispositifs de soutien aux énergies renouvelables. Aucune garantie n’est apportée sur les tarifs d’achat et les mécanismes d’aide. Le Conseil supérieur de l’énergie a récemment plaidé pour un maintien des dispositifs actuels, notamment pour les petites installations photovoltaïques, alors que le gouvernement souhaite le revoir à la baisse.

Le gouvernement ne s’engage plus à ne pas construire de nouvelles centrales électriques à partir de fossiles, même si l’objectif d’arrêter la production d’électricité à partir du charbon est toujours maintenu pour 2027. La centrale de Saint-Avold a, par exemple, été récemment reconvertie au gaz et au biogaz. Quant aux objectifs annuels d’économie d’énergie, ils sont aussi revus à la baisse, via les certificats CEE, pour s’établir entre 825 TWh/an et 1750 TWh/an.

Une feuille de route très floue

La PPE 3 applique la stratégie des mobilités propres (SDMP) et les objectifs de la SNBC. Elle confirme le plan pour les mobilités actives (+60 % d’infrastructures cyclables) et détaille le fret fluvial. Le texte intègre les avancées sur l’électrification, le ferroviaire et la loi de finances 2025, adaptant malus CO2 et aides aux véhicules propres. Une mesure sur les batteries françaises est ajoutée.

Le Haut conseil pour le climat (HCC) a critiqué la PPE pour ses incohérences avec les objectifs européens et son manque de financements. Il pointe un écart de 150 TWh avec Fit for 55, l’absence de stratégie sur la biomasse et le flou sur la mobilité propre. Le HCC regrette aussi que la PPE 3 n’intègre pas l’aviation et le maritime ni l’impact du climat sur le système énergétique.

La PPE 3 doit encore être soumise à consultation jusqu’au 5 avril puis faire l’objet d’un décret et entrera en vigueur, alors que les précédents objectifs n’ont pas été atteints. Les objectifs de la précédente PPE étaient, en 2023, une puissance solaire atteinte de 19,3 GW contre 20,6 GW visés, et d’éolien terrestre de 21,9 GW au lieu de 24,1 GW notamment.

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Avec l’essor des centrales solaires résidentielles, des normes de sécurité autrefois réservées aux grandes installations de production sont progressivement étendues aux particuliers pour renforcer la prévention des accidents. Votre installation est-elle désormais menacée ? Découvrez dans cet article tout ce qu’il faut savoir sur les nouveaux contrôles du CONSUEL.

Le CONSUEL, qu’est-ce que c’est ?

Le CONSUEL ne vous évoque peut-être rien ? Alors, place aux présentations ! Le Comité national pour la sécurité des usagers de l’électricité est l’organisme français chargé de vérifier que les installations électriques respectent les normes en vigueur avant leur raccordement au réseau. Depuis 1972, il délivre des attestations de conformité obligatoires pour toute nouvelle installation ou rénovation électrique importante nécessitant une mise hors tension. Chaque année, ses 200 inspecteurs effectuent près de 180 000 contrôles en France métropolitaine et outre-mer, contribuant à garantir la sécurité et la fiabilité des équipements électriques.

Pourquoi ce travail est-il crucial ? Les chiffres parlent d’eux-mêmes : entre 20 et 35 % des incendies domestiques ont une origine électrique, et environ 3 000 personnes sont victimes d’électrisation chaque année, selon l’ONSE. Ces données mettent en évidence un risque électrique toujours préoccupant en France, que le CONSUEL s’attache à réduire par ses interventions sur le terrain.

Logo du CONSUEL [consuel.com]

Êtes-vous concerné ?

Quel est le lien avec les installations photovoltaïques ? Depuis un décret de 2010, l’obligation de contrôle s’applique également aux installations de production d’électricité domestique, ce qui inclut les centrales photovoltaïques.

Votre installation est concernée si elle répond à l’un des trois critères suivants :

• Une puissance supérieure à 3 kilowatt-crête (kWc),
• Une option de revente du surplus de production (quelle que soit la puissance),
• L’utilisation d’un système de stockage par batteries (quelle que soit la puissance).

CONSUEL pour le photovoltaïque : mode d’emploi complet

Vous vous êtes reconnu dans la description précédente ? Pas d’inquiétude, nous allons tout vous expliquer en détail. Tout d’abord, il est essentiel de savoir que la responsabilité incombe à la personne qui réalise les travaux. Cela signifie que si vous faites appel à une entreprise ou un artisan, c’est à eux de gérer l’ensemble des démarches administratives, y compris le remplissage du formulaire d’attestation de conformité. En revanche, si vous réalisez vous-même le raccordement, alors il vous reviendra de prendre en charge les démarches suivantes :

➡️ Créer un compte en ligne : commencez par vous enregistrer et remplir votre profil sur le site du CONSUEL.

➡️ Télécharger et remplir le formulaire CERFA adapté : il existe plusieurs « couleurs » de formulaires selon le type d’installation : BLEU, pour une installation photovoltaïque sans stockage et VIOLET, pour une installation intégrant un système de batteries. À SAVOIR : Les formulaires CERFA peuvent être cumulables. Par exemple, si vous rénovez votre maison et en profitez pour installer des panneaux solaires, vous devrez remplir à la fois le formulaire BLEU pour les panneaux solaires et le formulaire JAUNE pour les systèmes électriques domestiques.

👉 Soumission et paiement du formulaire : transmettez le formulaire dûment rempli au CONSUEL pour examen. Vous trouverez ci-dessous un tableau récapitulant les tarifs en vigueur au 01/01/2025.

Tarifications des différents types d’attestations existants [www.sunethic.fr]

👉 Traitement de la demande : le traitement de votre dossier nécessite en moyenne une vingtaine de jours. Pour éviter tout retard, pensez à soumettre votre demande de visa CONSUEL au moins trois semaines avant la mise en service de l’installation. N’hésitez pas à prendre de la marge, car les délais peuvent fluctuer en fonction du volume de demandes en cours.

👉 Visite de l’installation : elle est systématique si les travaux n’ont pas été faits par des professionnels accrédités. Celle-ci est généralement programmée dans les 15 jours suivant la réception de votre demande de visa. Un technicien agréé par le comité national pour la sécurité des usagers de l’électricité vient chez vous pour vérifier la conformité de votre installation. Si aucune anomalie n’est constatée lors du contrôle, vous recevrez votre attestation de conformité Consuel électrique sous 24 à 48 heures. En cas de non-conformité, une contre-visite pourra être nécessaire (nous verrons plus loin les situations concernées).

👉 Validation de l’attestation : une fois que toutes les normes de sécurité sont respectées, le technicien appose le visa CONSUEL sur votre attestation, la rendant ainsi officielle. Ce n’est qu’après cette validation que vous pourrez effectuer votre demande de raccordement auprès d’Enedis pour injecter votre production sur le réseau. Pour vous donner un aperçu, voici un exemple du formulaire délivré par le CONSUEL :

Attestations de conformité délivré par le Cerfa [consuel.com]

Les clés pour un contrôle CONSUEL sans accroc

Les principaux critères de contrôle du technicien chargé de vous délivrer ou non l’attestation de conformité Consuel photovoltaïque concernent principalement les éléments suivants :

• Disjoncteur inaccessible ou absent
• Mise à la terre de l’installation et présence d’un dispositif différentiel
• Câbles non protégés par une gaine, dénudés ou endommagés
• Emplacement du coffret : trop près du sol ou à plus de 2 mètres de hauteur
• Zone dangereuse : respect des distances entre prises et points d’eau
• Absence de signalisation : étiquettes spécifiques sur le tableau électrique

Dans la plupart des cas, des corrections simples suffisent pour éviter une contre-visite et obtenir l’attestation de conformité de votre installation.

Un point important sur la sécurité

Pour rappel, une mauvaise installation de votre centrale photovoltaïque peut représenter des risques importants en termes d’électrification et d’incendie.  En effet, le raccordement des panneaux photovoltaïques non conforme à la norme NF C 15-100-1 peut entraîner des risques graves, notamment lorsqu’une nouvelle source d’énergie est raccordée directement sur les borniers en amont du tableau de répartition. Cela peut provoquer des surcharges au niveau de la distribution électrique dans le coffret, mettant en danger les câbles, borniers, et peignes verticaux. De plus, les interrupteurs différentiels ne sont plus protégés correctement, car ils peuvent être exposés à des courants supérieurs à leur capacité, compromettant ainsi la sécurité du système.

Par ailleurs, si un panneau photovoltaïque est raccordé directement à une prise domestique, le problème devient encore plus critique. En l’absence d’un point de coupure unique, l’installation électrique ne pourra pas être correctement isolée en cas de problème. Les dispositifs de protection du tableau électrique ne détectent pas toujours les intensités élevées circulant sur les circuits en aval, ce qui peut entraîner un échauffement des composants, voire provoquer un incendie. Pour éviter ces dangers, il est donc essentiel de respecter les normes et de faire appel à un professionnel qualifié pour toute installation afin de garantir la sécurité de votre habitation.

En conclusion

Le cadre juridique entourant le solaire évolue en parallèle de l’essor des installations résidentielles, pour des raisons qui divisent. Certains y voient des avantages, comme un renforcement de la sécurité et un meilleur accompagnement du client dans la prévention des risques électriques. D’autres, en revanche, pointent du doigt une complexification des démarches et des coûts supplémentaires liés aux contrôles par des professionnels. Quoi qu’il en soit, nous vous recommandons vivement d’anticiper le contrôle CONSUEL afin d’éviter toute mauvaise surprise.

Si vous souhaitez contourner cette étape, une alternative existe : viser l’autonomie énergétique totale. En produisant et en stockant l’intégralité de votre électricité, vous pourriez vous affranchir complètement du réseau électrique. Cette indépendance offre non seulement une liberté totale dans la gestion de votre consommation, mais répond également aux enjeux de la transition énergétique en permettant une démarche plus durable et résiliente.

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Avec la fin programmée du dispositif ARENH en décembre 2025, EDF a annoncé la mise en place d’un système d’enchères pour vendre des contrats d’allocation de production nucléaire (CAPN) à long terme. Cette initiative vise à stabiliser les prix de l’électricité tout en assurant le financement des projets nucléaires de l’électricien national.

Depuis 2010, le mécanisme de l’Accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH) permettait aux fournisseurs alternatifs et aux industriels d’acheter de l’électricité à un prix fixe de 42 euros par mégawattheure (€/MWh). Avec sa disparition fin 2025, EDF met en place les CAPN pour proposer son remplacement. Ces contrats, attribués via des enchères à l’échelle européenne, concerneront les entreprises ayant des besoins énergétiques supérieurs à 7 gigawattheures (GWh) par an ainsi que les fournisseurs d’électricité opérant en France. EDF prévoit ainsi de mettre sur le marché 10 térawattheures (TWh) d’électricité avec des livraisons à partir de 2026.

Toujours trop cher selon les entreprises

Si EDF présente ces enchères comme une solution pour offrir de la visibilité aux entreprises, celles-ci dénoncent un tarif trop élevé. Les industriels électro-intensifs, notamment dans les secteurs de la métallurgie, de la chimie et du verre, s’inquiètent de perdre leur compétitivité. L’association Uniden, qui représente les gros consommateurs d’électricité, juge cette « attitude incompréhensible » auprès de l’AFP, estimant que le prix proposé par EDF est trop élevé par rapport aux anciens tarifs de l’ARENH.

EDF avait proposé un tarif de 70 €/MWh sur 15 ans, mais ce prix reste bien supérieur aux 42 €/MWh dont bénéficiaient jusqu’ici les industriels. Ces derniers craignent un impact sur leur compétitivité face à la concurrence américaine et chinoise, et agitent la menace de délocalisations, notamment dans la chimie.

Un seul contrat signé

Alors que l’État, actionnaire unique d’EDF, pousse pour la signature de davantage de contrats, le processus reste lent. À ce jour, seul un accord a été finalisé avec un industriel de la chimie, et un second serait en passe d’être signé. EDF se veut rassurant et assure que toutes les entreprises concernées trouveront une solution avant 2026.

Le gouvernement suit de près l’évolution des discussions et s’interroge sur les effets de ce nouveau mécanisme. L’ancien ministre de l’Économie, Bruno Le Maire, a critiqué le projet d’enchères, estimant qu’il risquait « d’affaiblir l’industrie française ».

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Ce n’est pas un scoop : la France accuse un sérieux retard en matière de stockage d’énergie. Ce nouvel inventaire mis en place par la Commission Européenne ne fait que confirmer ce constat. 

La Commission européenne vient de dévoiler un inventaire de toutes les capacités de stockage d’énergie en Europe. Très intéressant, cet inventaire permet d’en savoir plus sur les capacités actuelles et futures de près de 32 pays. Mis à jour en temps réel, et évolutif, l’inventaire fait actuellement état de presque 67 GW de capacité de stockage opérationnelle, plus de 66 GW de projets en construction ou annoncés.

En tête de ce classement, on retrouve l’Allemagne et le Royaume-Uni. L’Allemagne compte, au total, 249 installations opérationnelles, et 193 projets annoncés pour une capacité de stockage effective de 8,08 GW et 4,67 GW de projets. Outre-manche, le Royaume-Uni compte 8,45 GW d’installations opérationnelles, et plus de 33 GW annoncés ou en cours de construction ! Parmi ces 33 GW, 6 GW de capacité sont en cours de construction, et 8 GW ont été autorisés.

Les STEP dominent les capacités de stockage, mais pour combien de temps ?

Il est intéressant de noter que, pour l’heure, c’est le stockage mécanique qui domine. Les STEP affichent, au total, presque 55 GW de capacité de stockage. Les installations de stockage par batterie (BESS) opérationnelles ne représentent que 11 GW de capacité, tandis que les systèmes de stockage d’énergie thermique ne sont responsables que de 1,1 GW de capacité, presque exclusivement en Espagne.

Néanmoins, dans les années à venir, les rôles pourraient s’inverser, car les projets de stockage électrochimique sont très nombreux. À travers l’Europe, ces projets annoncés, ou en cours de construction, représentent 57,33 GW répartis à travers 755 installations.

La France est très en retard sur ses voisins

En observant la carte des installations de stockage d’énergie, on constate une constellation de points représentant les actuelles et futures installations de stockage, en particulier dans l’ouest de l’Europe. Néanmoins, un pays fait exception : la France. L’Hexagone peut compter sur ses STEP, qui représentent une puissance totale de 5,72 GW. Néanmoins, au-delà de ces installations vieilles de plusieurs décennies, les projets français sont rarissimes. On ne dénombre ainsi que 190 MW d’installations en construction, et 180 MW de projets annoncés. Ces chiffres sont dérisoires en comparaison aux 33 GW de projets anglais par exemple.

Il ne s’agit pas d’une surprise : la France a choisi de miser sur la flexibilité plutôt que sur le stockage. Cette stratégie singulière a été illustrée par la récente Programmation pluriannuelle de l’énergie, qui fixe les grands objectifs français en matière d’énergie pour les 10 prochaines années, et dans laquelle la notion de stockage est presque absente. Reste désormais à EDF de relever le défi de l’intermittence des ENR avec le parc nucléaire, sans accélérer le vieillissement de ce dernier.

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Sans les images, on aurait du mal à y croire. Évacuées sans ménagement, les anciennes lignes de production de Systovi symbolisent parfaitement la tourmente dans laquelle se trouve la filière française du photovoltaïque. 

La scène se passe à Carquefou, dans la banlieue nantaise. Des chariots élévateurs vident « énergiquement » un vaste hall de tous ses équipements. Ce site industriel, c’est l’usine de Systovi, un fabricant français de panneaux photovoltaïque qui a été contraint de mettre la clé sous la porte il y a quelques mois à peine. À en croire les « précautions » prises par les équipes chargées du démontage, visibles dans une vidéo publiée sur le réseau social LinkedIn, tous ces équipements dernier cri seront revendus au prix de la ferraille. Difficile d’y croire, quand on sait que la dernière ligne de production a été inaugurée en 2023, et a nécessité un investissement de près de 1,5 million d’euros.

Symbole d’une filière européenne du photovoltaïque en difficulté

Cette situation ne fait qu’illustrer le marché actuel du photovoltaïque à l’échelle mondiale. Cette usine, équipée de lignes de production fabriquées en Europe, aurait pu participer à un « circuit court » du photovoltaïque, et ainsi limiter l’impact environnemental des installations solaires.

Mais la concurrence aura été trop forte. Bien aidés par les subventions gouvernementales, les fabricants chinois inondent le marché européen de panneaux solaires bon marché. Les usines européennes, et en particulier les usines françaises, ne parviennent pas à suivre le rythme. Cette situation a eu des conséquences lourdes. Depuis plusieurs années, les fermetures d’usines européennes s’enchaînent : Solarwatt, Photowatt ou encore Systovi.

À quand une industrie française compétitive ?

Face au monopole chinois actuel, un renouveau de l’industrie française en matière de photovoltaïque devrait nécessairement passer par des aides de la part de l’État, afin de privilégier la fabrication française, voire européenne. Si la bataille semble perdue pour les panneaux au silicium, le développement de nouvelles technologies comme la pérovskite qui se montre prometteuse, pourrait redistribuer les cartes. Pour l’heure, les messages envoyés par le gouvernement sont plutôt contraires. Celui-ci chercherait à limiter le soutien public au solaire, notamment pour éviter un potentiel écart entre la production et la consommation électrique du pays.

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Les erreurs humaines peuvent arriver, même dans une centrale nucléaire. La récente fuite de liquide de refroidissement de l’EPR finlandais en est l’illustration. Heureusement, aucune conséquence sur l’environnement n’est à déplorer. 

Comme disait l’ancien président Jacques Chirac, « les problèmes, ça vole toujours en escadrille ». C’est ce que doivent se dire les équipes de TVO, l’entreprise chargée de l’énergie nucléaire en Finlande. Après la construction plus que laborieuse de son réacteur EPR Olkiluoto 3, dont la mise en service avec 13 ans de retard, voilà que celui-ci vient de subir une fuite de liquide de refroidissement radioactif.

Cet incident a eu lieu lors de la maintenance annuelle du réacteur. Durant cette opération, au moment du remplissage de la piscine du réacteur, 100 mètres cubes de liquide de refroidissement radioactif se sont échappés de la piscine pour s’écouler dans les salles de confinement, et dans le système de drainage de l’enceinte de confinement.

Plus de peur que de mal

Il semblerait que cette fuite ait été causée par une erreur humaine : une trappe de la piscine n’aurait pas été refermée correctement, ce qui aurait causé cet incident. Heureusement, selon l’exploitant TVO, la fuite n’a eu aucune conséquence notoire grâce aux mesures de sécurité prises. Il n’y aurait eu aucun risque pour le personnel, l’environnement ou la sûreté nucléaire. D’ailleurs, le calendrier de la maintenance du réacteur n’a pas été modifié, et l’opération de maintenance devrait s’achever en mai 2025, comme prévu.

Pour rappel, l’EPR Olkiluoto 3, qui couvre aujourd’hui 14 % du mix électrique de la Finlande, a connu de multiples aléas durant sa construction. À l’image de l’EPR de Flamanville, le 3ᵉ EPR au monde a connu d’importants dépassements de budgets avec une estimation finale à 11 milliards d’euros contre 3,37 milliards initialement prévus. Le chantier, démarré en 2005, a été jalonné de problèmes techniques qui n’ont fait que décaler sa mise en service commerciale. Prévue en 2010, celle-ci n’a finalement eu lieu qu’en 2023. Ces nombreux retards et surcoûts ont engendré une bataille juridique et financière entre Areva et l’exploitant TVO. Elle s’est soldée en 2021, avec le versement de 600 millions d’euros d’Areva pour TVO.

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Dans un rapport publié en mars 2025, la Cour des comptes dresse un bilan contrasté du développement du biogaz en France. Si elle en reconnaît les atouts environnementaux et agricoles, les sages s’interrogent sur la cohérence des objectifs fixés par l’État et sur le poids croissant du soutien public.

Produit par méthanisation de matières organiques, le biogaz présente des avantages pour remplacer le gaz fossile. Il permet la valorisation des déchets agricoles et de fournir un revenu complémentaire aux exploitants : selon la Cour des Comptes, les agriculteurs impliqués dans la méthanisation ont vu leur excédent brut d’exploitation augmenter de « 40 000 euros à un an à 55 000 euros à cinq ans ».

Fin 2023, la France comptait 1 911 méthaniseurs, dont 652 injectaient du biométhane dans le réseau de gaz. Cette production reste cependant marginale : en 2023, le biogaz représentait 2,4 % de la consommation de gaz en France​.

Des objectifs flous

Dans le viseur de la Cour, l’incertitude sur les objectifs à long terme. Alors que la France vise la neutralité carbone en 2050, le rôle exact du biogaz dans le mix énergétique reste mal défini. En 2030, la production devrait atteindre 50 térawattheures (TWh) mais cette trajectoire repose sur des hypothèses incertaines, notamment sur la disponibilité des ressources en biomasse​.

Le rapport souligne que dès 2030, 15 TWh de biogaz pourraient manquer, faute de matières premières suffisantes. La concurrence entre usages alimentaires et énergétiques de la biomasse pourrait poser problème​. La filière bénéficie d’un soutien financier important : entre 2011 et 2022, les tarifs d’achat garantis ont coûté 2,6 milliards d’euros aux finances publiques. À cela s’ajoutent les subventions à l’investissement (500 millions d’euros entre 2019 et 2023), des exonérations fiscales et d’autres aides indirectes​.

Jusqu’à 27 milliards d’aides d’ici 2037

Le coût de ce soutien pourrait exploser : d’ici 2037, les engagements déjà pris représenteraient entre 22 et 27 milliards d’euros. La Cour met en garde contre l’impact de cette politique sur les finances publiques et plaide pour une meilleure régulation des aides​.

Face à ces critiques, le gouvernement prévoit de remplacer progressivement les tarifs d’achat par un mécanisme de certificats de production de biogaz (CPB). Ce système, financé par les fournisseurs de gaz et non plus par l’État, doit entrer en vigueur en 2026. Mais la Cour exprime des doutes sur sa viabilité et son impact sur les prix pour les consommateurs​. Elle recommande également de mieux encadrer le développement des méthaniseurs, d’améliorer la planification des ressources en biomasse et de mieux surveiller les effets de la méthanisation sur les pratiques agricoles​.

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TotalEnergies a officiellement annoncé, samedi, l’abandon de son projet de centrale photovoltaïque Maya en Guyane française, initié en 2019. Cette décision découle de l’actualisation de la Programmation Pluriannuelle de l’Énergie (PPE) 2025-2035, qui redéfinit les priorités énergétiques du pays.

Dans un communiqué transmis à l’AFP, le groupe pétrolier et gazier français a justifié son retrait en invoquant l’absence de besoin supplémentaire en production d’énergie pilotable autour de Cayenne. Cette révision de la feuille de route énergétique exclut en effet l’ajout de nouvelles infrastructures capables d’ajuster leur production en fonction de la demande, comme celles intégrant des batteries de stockage.

La centrale aurait permis d’injecter jusqu’à 20 mégawatts (MW) d’énergie bas-carbone sur le réseau électrique de Cayenne, réduisant ainsi sa dépendance aux énergies fossiles, et améliorant la stabilité de l’approvisionnement. L’installation prévue combinait 120 mégawatts-crête (MWc) de panneaux solaires et une capacité de stockage de 240 mégawattheures (MWh), assurant une alimentation nocturne malgré l’intermittence du photovoltaïque.

Un abandon problématique pour la souveraineté énergétique de la Guyane

Son abandon est un revers pour l’objectif d’autonomie énergétique de la Guyane. Selon TotalEnergies, Maya aurait permis de franchir un tiers du chemin vers cet objectif. La centrale devait générer 32 emplois. Jean-Luc Le West, vice-président de la Collectivité Territoriale de Guyane (CTG) en charge du développement économique, déplore auprès de Libération « qu’une entreprise qui vient investir en Guyane ne reçoive pas le soutien escompté », jugeant cette situation désespérante. De son côté, Marie-Lucienne Rattier, conseillère territoriale en charge du numérique, estime que l’abandon de TotalEnergies est compréhensible si le groupe s’est senti insuffisamment soutenu.

Cette dernière porte un projet de centre de données et de village numérique sur 10 000 m², évalué à 480 millions d’euros, qui devait être implanté à proximité du parc photovoltaïque Maya et bénéficier de son approvisionnement énergétique stable. L’abandon de Maya menace désormais la viabilité de cette initiative. Cette décision s’inscrit dans un contexte plus large de réorientation de la stratégie énergétique française. La Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) révisée et soumise à consultation actuellement baisse les objectifs photovoltaïques avant un décret prévu en avril.

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Et si les bardages métalliques étaient transformés en chauffages géants ? C’est, en substance, l’idée de base de la startup AirBooster. Celle-ci cherche à limiter le chauffage des bâtiments en préchauffant l’air entrant grâce au soleil.

Si vous n’avez pas encore entendu parler de la startup Air Booster, cela ne devrait pas tarder. La société, créée en 2019 par Christophe Fourcaud, veut profiter de l’énergie solaire pour préchauffer les bâtiments. Pour cela, elle a inventé le Solar Boost : Un panneau aérothermique de 2 mètres carrés qui permettrait de préchauffer l’air avant qu’il ne rentre dans une maison. Fabriqué en aluminium bas-carbone, il développe une puissance maximale de 1 400 W, et pourrait, en principe, chauffer de l’air jusqu’à 42 °C. Selon Air Booster, il permet de préchauffer l’air d’une pièce de 30 m² de l’ordre de 3 à 5 °C.

Son fonctionnement est particulièrement simple : un ventilateur de 12 V et un thermostat à installer dans le logement permettent de contrôler l’apport d’air à l’intérieur. Avant de rentrer dans le logement, l’air est préchauffé au contact du panneau en aluminium. Le tout est alimenté par un petit panneau photovoltaïque. L’été, le Solar Boost a également son intérêt : il permet d’apporter un rafraîchissement nocturne grâce à sa ventilation, et ainsi compenser un éventuel mauvais déphasage du bâtiment.

Schéma du chauffage solaire Solar Boost / Image : Air Booster.

Une technologie pour les particuliers, mais aussi pour les pros

Avec le Solar Boost, Air Booster a voulu rendre accessible à tous cette low-tech. Le panneau est aussi facile à installer qu’abordable. Comptez 2 200 € pour un panneau. La startup ne s’adresse pas qu’aux particuliers, et a même commencé son activité en proposant des solutions pour les professionnels avec l’idée, plus globale, de transformer les bardages métalliques en radiateurs géants. Ces derniers reçoivent, en effet, beaucoup d’énergie de la part du soleil. Il n’est pas rare qu’un bardage métallique dépasse les 50 °C en plein hiver. L’entreprise a déjà installé sa solution sur plusieurs bâtiments, comme l’UIMM Bruges, ou un bâtiment de maintenance de la RATP.

Prometteuse, l’entreprise a reçu le soutien financier du groupe d’investissement Team for Planet, à hauteur de 1,5 million d’euros. En parallèle, elle est également lauréate du plan d’investissement France 2030.

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Le réacteur de Flamanville sera arrêté jusqu’à fin mars, annoncent Les Echos. Sur les 100 premiers jours de mise en service, il aura connu 76 jours d’arrêt.

L’EPR de Flamanville accumule les contretemps. Depuis son raccordement au réseau électrique le 21 décembre 2024, l’unité nucléaire a connu de multiples arrêts, programmés ou non. Le dernier en date, initié le 15 février, a été prolongé jusqu’au 30 mars en raison d’aléas techniques imprévus.

Selon EDF, ces interventions concernaient initialement un circuit de refroidissement par eau de mer, utilisé uniquement en cas de situations exceptionnelles. Puis, l’arrêt a été prolongé le 22 février pour une intervention sur une sonde de température du circuit primaire, qui assure la transmission de la chaleur du cœur du réacteur au circuit secondaire. Enfin, le 28 février, EDF a décidé d’anticiper des réglages du groupe turbo-alternateur, afin d’optimiser son fonctionnement. « Ce n’est pas un aléa nucléaire mais un problème mécanique, lié à des frottements qui entraînent un échauffement des paliers, qui demandent des réglages très fins », explique une source syndicale citée par Les Échos.

Une période de « rodage »

Le réacteur aura ainsi été immobilisé 76 jours sur ses 100 premiers jours d’exploitation. Une période de rodage inévitable, selon EDF, qui rappelle que la montée en puissance d’un réacteur de cette envergure nécessite des ajustements progressifs. « Sur une installation nouvelle, cela n’a rien de choquant. Ils auront d’autres problèmes de ce type. C’est toujours embêtant, mais sur des installations neuves, il y a toujours une période de rodage », indique un haut cadre du groupe à l’AFP.

Malgré ces contretemps, EDF assure que l’objectif d’atteindre 100 % de puissance à l’été reste inchangé. Une montée en charge qui devra toutefois composer avec d’autres arrêts programmés, prévus pour réaliser des ajustements supplémentaires. En parallèle, la centrale doit aussi gérer d’autres opérations de maintenance sur ses unités existantes. L’unité de production n°1, arrêtée depuis décembre 2024, ne redémarrera que mi-avril 2025, tandis que l’unité n°2 verra son arrêt repoussé à novembre.

Quelle fiabilité pour les EPR ?

Le retard de Flamanville soulève des questions sur la fiabilité du modèle EPR alors que la France mise sur cette technologie pour relancer son programme nucléaire. Avec une construction qui a déjà pris 17 ans de retard et des coûts explosant à plus de 13 milliards d’euros contre 3,3 milliards initialement prévus, ce projet est devenu un symbole des difficultés industrielles françaises dans le secteur nucléaire.

Les prochaines étapes seront scrutées par les autorités. La montée en puissance de Flamanville à l’été 2025 constituera un test alors même que la France prévoit d’en construire six nouveaux dans les décennies à venir.

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La production d’électricité à l’échelle nationale bat des records, mais la consommation, elle, stagne. Dans ce contexte, les objectifs d’installation d’énergies renouvelables pour 2035 ont été remis en question par certains membres du gouvernement. 

La France a-t-elle été trop ambitieuse dans sa programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) ? Pour Vincent Berger, Haut Commissaire à l’énergie atomique, la réponse est oui. Selon lui, l’objectif de capacité de production de la France à l’horizon 2035, fixé à 692 TWh, est beaucoup trop élevé. Or, une surproduction d’électricité pourrait avoir des conséquences négatives pour les consommateurs et le contribuable.

Au regard des chiffres de la production électrique de ces dernières années, ces 692 TWh paraissent effectivement ambitieux. En 2024, la France n’a produit que 520 TWh d’électricité. Parmi cette production, près de 89 TWh ont été exportés, la faute à une consommation nationale qui ne parvient toujours pas à retrouver ses niveaux d’avant la crise sanitaire. Dans ces conditions, difficile de justifier une telle hausse de la production électrique. D’ailleurs, si la France peut actuellement exporter autant, rien ne permet d’affirmer qu’il pourra en être ainsi pendant les 10 prochaines années.

Réduire les ambitions solaires, ou baisser le prix du kWh ?

De ce fait, la question de l’objectif fixé se pose. Vincent Berger explique, de surcroît, que la PPE a été construite selon la directive européenne qui vise à atteindre les 55 % de réduction d’émissions de CO2 par rapport à 1990 d’ici 2030. Or, à sept années de l’échéance, la France n’en est qu’à 31 % de réduction. La marche paraît donc trop haute.

Néanmoins, difficile de dire que la réduction des objectifs en matière de photovoltaïque soit une bonne solution. En revanche, il y a fort à parier que le prix actuel de l’électricité contribue grandement à la stagnation de la consommation électrique nationale. Malgré la récente baisse des tarifs réglementés, le prix du kWh encourage les français à limiter leur consommation, et freine le développement du secteur industriel. Une baisse du prix de l’électricité permettrait de rendre la France plus attractive, et ainsi favoriser le renouveau d’une industrie bas-carbone.

À ce sujet, l’après-ARENH constitue un enjeu majeur pour l’industrie française. Si celle-ci pouvait bénéficier de tarifs fixés à 42 €/MWh, les prix pourraient fortement évoluer à partir de 2026. À ce sujet, Aluminium Dunkerque, plus grand consommateur d’électricité de France, a exprimé un besoin urgent de garanties tarifaires pour rester compétitif à l’échelle mondiale. Pour l’heure, il se murmure que le tarif de base moyen pourrait être établi à 70 €/MWh. Il est considéré, pour beaucoup, comme trop élevé par rapport à d’autres régions du monde comme le Moyen-Orient, les Etats-Unis ou la Norvège.

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Ces trois containers fraîchement installés sur les berges de l’écluse de Barcarin, à Port-Saint-Louis-du-Rhône, ne paient pas de mine. Et pourtant, ils sont peut-être la première pierre d’une nouvelle énergie renouvelable, dont le potentiel s’élève à 15 % des besoins d’électricité mondiaux.

Ces trois containers en question constituent Opus-1, un prototype de centrale de production d’électricité issue de l’énergie osmotique. Ils ont été installés en décembre dernier par Sweetch Energy, une start up bretonne qui travaille à rendre exploitable l’énergie osmotique, produite lorsque de l’eau douce et de l’eau salée se rencontrent.

Un prototype dans le delta du Rhône

Après 5 années de recherches et développement, la startup est prête à passer à la vitesse supérieure. Le prototype mis en place à Port-Saint-Louis-du-Rhône devra permettre de tester en conditions réelles pendant deux ans la technologie développée par Sweetch. En parallèle, l’entreprise vient d’investir ses nouveaux locaux, près de Rennes. Les 3 000 mètres carrés devront permettre de lancer l’industrialisation de sa membrane brevetée, appelée Inod.

L’entreprise a du pain sur la planche, car le potentiel mondial est colossal. Selon Nicolas Heuzé, cofondateur de la startup, l’énergie osmotique pourrait représenter 15 % de l’électricité mondiale d’ici 2050, à raison de 13 000 TWh. Rien qu’au niveau du delta du Rhône, où est implanté le prototype OPUS-1, le potentiel énergétique est estimé à 500 MW. Ce serait suffisant pour alimenter toute l’agglomération de Marseille ! Si elle est difficile à mettre en œuvre, l’énergie osmotique a un avantage fondamental sur l’éolien et le photovoltaïque : elle n’est pas intermittente.

Le bois, au cœur de l’énergie osmotique ?

Malgré ses atouts indéniables, l’énergie osmotique n’a jamais pu être exploitée à son plein potentiel à cause de sa difficulté de mise en œuvre. Des entreprises comme Statkraft (Norvège) ou Redstack (Pays-Bas) ont bien tenté leur chance, mais elles ont finalement dû s’avouer vaincues par le coût de la membrane et son faible rendement.

C’est à ce niveau que Sweetch espère faire la différence. La startup est parvenue à mettre au point une membrane principalement fabriquée à partir de cellulose, ce qui lui permet d’être à la fois bon marché et respectueuse de l’environnement. Son coût de fabrication serait 10 fois moins élevé que les précédents modèles, tout en atteignant des performances 20 fois plus élevées. La formulation de ce matériau est protégée par 8 brevets, et gardée secrète. À terme, l’entreprise a pour objectif de réduire son prix à moins de 80 €/MWh.

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Sera-t-il possible, un jour, de produire de l’électricité à partir de n’importe quel cours d’eau, de n’importe quel réseau d’eau potable ? C’est la question à laquelle essaient de répondre les équipes du projet européen H-Hope. Les premiers résultats sont prometteurs, mais la route est encore longue avant l’exploitation de cette ressource. 

Comment récolter l’énergie qui se répand dans les réseaux d’eau sous forme de vibration ? C’est, en résumé, la question que se posent les équipes du projet européen H-Hope. Ce projet part d’un constat simple : il existe une importante quantité d’énergie non valorisée à travers les réseaux d’eau potables et d’eaux usées, mais également les cours d’eau ouverts ou encore les canaux. Dans un contexte d’optimisation permanente de l’impact environnemental, la récupération de cette énergie pourrait faire sens, et rendre plus accessible l’hydroélectricité. Aujourd’hui, celle-ci nécessite généralement des investissements financiers importants, ce qui freine son développement.

Avec ee projet H-Hope, l’objectif est donc de trouver un moyen de capter l’énergie générée par les vibrations induites par les vortex dans les flux hydrauliques. Pour l’heure, les équipes du projet sont parvenues à mettre au point des systèmes de récupération d’énergie capable d’alimentation des capteurs IoT (Internet of Things), capables de donner des informations en temps réel sur l’état des réseaux d’eau potable et d’assainissement.

La petite hydraulique, un milieu difficile à dompter

Mais la route est encore longue, pour atteindre la commercialisation de procédés efficaces de production d’énergie de la petite hydraulique. Malgré tout, cette dernière est de plus en plus étudiée pour son potentiel en matière de production d’énergie. Selon une récente étude, depuis 2018, les publications sur le sujet ont littéralement explosé à travers le monde, et en particulier en Chine. Néanmoins, aucune technologie ne fait consensus à l’heure actuelle.

La récupération d’énergie vibratoire, comme le propose H-Hope est une piste prometteuse, également explorée par le projet américain VIVACE (Vortex Induced Vibration Aquatic Clean Energy), mais la commercialisation d’appareils de production d’énergie est encore lointaine. Il est d’ailleurs difficile de savoir quel type de rendement il serait possible d’obtenir avec ce type d’équipements.

En revanche, les micro-turbines installées dans les canalisations d’eau potable sont d’ores et déjà utilisées. On en trouve plusieurs exemples en France. Ces turbines utilisent la pression excessive de certains réseaux pour en faire de l’électricité.

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La Chine peut-elle réellement atteindre la neutralité carbone d’ici 2060 ? Malgré d’importants efforts dans les renouvelables, il est difficile d’y croire quand on sait que le plus grand émetteur mondial continue d’investir massivement dans la source d’énergie la plus polluante.

C’est à croire que la Chine ne veut pas se séparer du charbon. En 2024, de nouvelles centrales totalisant près de 100 GW sont entrées en chantier selon un rapport publié par le Centre de recherche sur l’énergie et l’air pur (CREA) et le Global energy monitor (GEM). Pour l’instant, la trajectoire chinoise en matière de transition énergétique semble aller à l’encontre des intentions du Président Xi Jinping, qui affirmait en 2021 vouloir contrôler strictement les projets de centrales à charbon. Par ailleurs, les investissements continus de Pékin dans cette source d’énergie ruinent les efforts du reste du monde pour s’en défaire. En effet, en 2024, le parc mondial du charbon a diminué de 9,2 GW, une quantité ridicule face aux énormes ajouts de la Chine.

Une dépendance au charbon toujours plus forte malgré la hausse des renouvelables

La Chine est réputée pour ses projets démesurés d’énergies renouvelables. Au cours de l’année 2024, elle a installé 356 GW de solaire et d’éolien, 4,5 fois plus que les nouvelles installations en Union européenne selon le rapport. Pourtant, parallèlement, les investissements dans le charbon s’accumulent. Rien qu’au cours de l’année 2024 :

• des centrales à charbon totalisant 94,5 GW sont entrées en construction, un record depuis 2015 ;
• des projets suspendus représentant 3,3 GW ont repris ;
• 66,7 GW ont été approuvés ;
• 30,5 GW sont entrés en service.

Des chiffres plutôt inquiétants au vu des objectifs climatiques à atteindre d’ici seulement quelques décennies, même si certains d’entre eux ont connu une diminution par rapport aux années précédentes.

Pourquoi le charbon continue-t-il à être largement exploité ?

Selon le CREA, la montée en puissance du charbon en Chine s’explique en partie par l’implication des grandes entreprises minières. Pour assurer la poursuite de leur exploitation, elles financent elles-mêmes la construction de nouvelles centrales. 75 % des projets approuvés seraient soutenus par ces sociétés. Et dans ce schéma, la demande réelle du marché n’est pas prise en compte.

De leur côté, les gouvernements locaux justifient ces projets par la nécessité de sécuriser l’approvisionnement et de faciliter l’intégration des énergies renouvelables. Pourtant, ces sources propres peinent à s’imposer, les heures de fonctionnement étant majoritairement couvertes par les centrales fossiles. Le charbon qui n’est plus censé être qu’un soutien continue fermement d’être une source de production de base. D’autant plus que les producteurs ont de gros clients soumis à des contrats d’achat d’électricité au charbon sur le long terme. Les acheteurs ne peuvent pas s’orienter vers les énergies propres sous peine de pénalité.

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Le Japon vient d’annoncer sa volonté de revenir massivement à l’énergie nucléaire pour décarboner sa production d’électricité, quelques jours avant la visite du directeur de l’Agence internationale de l’énergie atomique à Fukushima. 

Le Japon semble définitivement prêt à tourner la page de Fukushima. Quatorze ans après l’accident nucléaire, le pays renoue avec l’ambition de développer un parc nucléaire conséquent, capable de produire 20 % de l’électricité du pays. Avant 2011, le nucléaire représentait 30 % du mix électrique japonais grâce à ses 54 réacteurs nucléaires. Mais à la suite de l’accident de Fukushima, tous les réacteurs ont été arrêtés. Ce n’est qu’à partir de 2015 que certaines centrales ont été relancées très progressivement. En ce début d’année 2025, le pays ne compte que 14 réacteurs en service, pour 8,5 % du mix électrique.

Si le pays ne vise plus les 50 % du mix électrique, comme avant l’accident, il souhaite tout de même franchir la barre des 20 % grâce à la mise en service de nouveaux réacteurs d’ici 2040, afin de réduire ses émissions de CO2.

Du nucléaire et du photovoltaïque

Cet objectif a été fixé dans la feuille de route énergétique du pays pour les 25 prochaines années. Le gouvernement Shigeru Ishiba vise, en effet, à baisser de 73 % ses émissions de gaz à effet de serre d’ici à 2040 par rapport à 2013.

Pour y parvenir, le pays veut mettre en place une production électrique :

• 40-50 % d’énergies renouvelables,
• 30-40 % d’énergies fossiles,
• 20 % de nucléaire.

Outre la réduction des émissions de CO2, ce nouveau mix permettrait au Japon d’être moins dépendant du Moyen-Orient, en matière d’énergie. Si cette feuille de route témoigne d’une accélération du recours au nucléaire, elle met également en évidence les objectifs japonais en matière d’énergies renouvelables. Celles-ci pourraient représenter 40  à 50 % du mix électrique, grâce à l’hydroélectricité, mais surtout grâce au photovoltaïque, et pas n’importe lequel. Le Japon compte beaucoup sur les cellules solaires à pérovskite. Ces dernières ont l’avantage d’être plus fines, plus légères et plus souples que les cellules photovoltaïques au silicium. Les exemples d’applications se multiplient avec la création de murs insonorisés solaires le long de certaines voies du Shinkansen. Même le toit du Dôme Fukuoka, un stade japonais de baseball, devrait être recouvert de cellules photovoltaïques à pérovskite.

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En matière de rénovation énergétique, Ma Prime Rénov’ n’est pas le seul organisme qui permet d’alléger sa facture de travaux. Il existe de nombreuses aides locales, à condition de mettre la main dessus. 

Sur le papier, la rénovation énergétique de son logement ne présente que des avantages. Cette opération permet d’améliorer son confort, de réduire sa facture, et de limiter son impact environnemental. Pour cela, il existe deux axes principaux : améliorer l’isolation du logement et remplacer son système de chauffage. C’est ce deuxième axe qui va nous intéresser aujourd’hui.

En quelques années, la pompe à chaleur air/eau est devenue la solution phare pour remplacer des systèmes de chauffage central fonctionnant aux énergies fossiles comme les chaudières au fioul ou à gaz. Un seul élément peut venir son remplacement : le prix. Pour pallier cet inconvénient, il existe de nombreuses aides. Et si vous connaissez sans doute les plus connues comme MaPrimeRenov’ ou les Certificats d’Économies d’Énergie (CEE), il en existe d’autres, dont vous ne soupçonnez peut-être pas l’existence.

La pompe à chaleur, incontournable de la rénovation énergétique

Commençons par le commencement : pourquoi opter pour une pompe à chaleur (PAC) air/eau ? Ce type de chauffage a tout simplement un atout majeur : sa consommation énergétique, lorsqu’elle est bien configurée et installée. Ces installations, qui récupèrent les calories présentent dans l’air extérieur, peuvent atteindre des COP (Coefficient de performance) supérieur à 3 selon la température extérieure. Elle est parfaitement adaptée pour un logement bien isolé.

Néanmoins, les PAC air/eau ont un défaut : leur prix. Selon une étude réalisée par l’ADEME en 2021, une PAC air/eau de 10-12 kW de puissance coûte en moyenne 12 180 €. La pose du matériel coûte, en moyenne, 1 730 €. Au total, il faut donc dépenser 14 000 € pour remplacer son système de chauffage.

Les aides nationales pour les pompes à chaleur air/eau

Heureusement, les aides financières sont nombreuses pour favoriser le remplacer des systèmes de chauffage, et rénover énergétiquement les logements. L’aide MaPrimeRenov’, qui est la plus connue de toutes, peut financer une partie de l’installation d’une PAC air/eau, d’une PAC géothermique ou encore d’une PAC solarothermique. Pour en profiter, il faut remplir certaines conditions, en particulier en termes de revenus. Ce barème est disponible sur le site de l’État France Rénov’.

Outre les conditions de revenu, MaPrimeRénov’ est également conditionnée au modèle de PAC, qui doit remplir certaines exigences techniques, et à l’artisan qui s’occupe de la pose. Celui-ci doit, en effet, être certifié RGE. MaPrimeRénov’ n’est pas exclusive, d’autres dispositifs permettent d’alléger la note. Il existe, par exemple, la prime « Coup de pouce chauffage » qui peut être attribuée lors du remplacement d’une chaudière au charbon, au fioul ou au gaz. Cette aide s’adresse à tous types de ménage, mais le montant de la prime est plus élevé pour les foyers aux revenus modestes et très modestes.

Pour en finir avec les aides nationales, les certificats d’économies d’énergie permettent d’économiser quelques centaines d’euros.

Les aides locales pour les pompes à chaleur air/eau

Les aides financières à l’échelle nationale ne sont pas les seuls dispositifs encourageant la rénovation énergétique des logements. En effet, certains conseils régionaux et départementaux, ainsi que des communautés de communes, ont mis en place des dispositifs parfois très intéressants pour aider les ménages à remplacer leur système de chauffage.

À titre d’exemple, la communauté d’agglomération Lorient Agglomération propose une aide à la rénovation énergétique pouvant aller de 1 000 à 3 000 €. Cette aide est disponible pour les revenus modestes et très modestes, et peut être cumulée avec un éco PTZ (éco prêt-à-taux-zéro). De son côté, le conseil départemental du Morbihan a mis en place le programme « Habiter Mieux ». Celui-ci octroie une aide pouvant atteindre 1 000 € si les travaux réalisés permettent d’atteindre une performance énergétique supérieure de 25 %, par rapport à l’installation remplacée. Dans les Bouches-du-Rhône, il est possible de cumuler l’aide nationale Ma Prime Rénov’ avec l’aide locale « Provence Eco Rénov », qui peut atteindre 4 000 € sous conditions de revenus.

De manière plus générale, de nombreux conseils départementaux et régionaux disposent de leur propre programme d’aides à la rénovation énergétique. « Éco-Rénovation » pour l’Île-de-France, « Éco chèque logement » pour l’Occitanie, ou encore« Habitat Durable » pour la Nouvelle-Aquitaine. N’hésitez pas à fouiller le site internet de votre département, de votre région, mais aussi de votre ville, voire de votre communauté de communes pour vérifier la présence d’une aide. Soyez persévérants, car ces aides sont parfois méconnues et peu mises en avant par les collectivités.

Comment les trouver et en profiter ?

Si ces programmes existent bel et bien, le plus dur reste de les trouver, et d’en connaître les conditions. En effet, chaque programme affiche des critères, et des montants d’aides différents, ce qui rend les recherches difficiles. Heureusement, il existe une solution : le répertoire de l’Agence nationale pour l’information sur le logement (ANIL). Cet organisme a, en effet, répertorié l’ensemble des aides locales relatives à la rénovation énergétique, mais également à l’adaptation des logements pour les personnes âgées et handicapées.

Son fonctionnement est simple. Il suffit de se rendre sur la page du répertoire, et de sélectionner la région voulue. Il est ensuite possible de préciser le département et même la ville, ainsi que le statut du bénéficiaire. Par exemple, on peut constater que les habitants de la commune de Ploermel (56), peuvent profiter de 3 programmes d’aides relatifs à la rénovation énergétique. Chaque programme s’applique à des situations différentes : situation standard, copropriétés ou habitats dégradés.

Contacter le service urbanisme de la commune ou un conseiller France Renov’

Outre la plateforme de l’ANIL, qui permet d’avoir un aperçu de toutes les aides locales proposées pour la rénovation énergétique, il convient de contacter le service urbanisme de votre mairie pour vous assurer que les dispositifs sont toujours d’actualité, ou qu’il n’en existe pas de nouveaux.

En parallèle, les conseillers France Rénov’ sont bien souvent au fait des différentes aides locales disponibles. Ils peuvent ainsi accompagner les ménages dans l’estimation des aides financières totales, mais également dans les différentes démarches à réaliser pour réellement en bénéficier.

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Symbole des paradoxes de nos sociétés, les terrains de golf à travers le monde occupent une superficie plus importante que les énergies renouvelables. Du moins, pour le moment. 

Le centre de recherche allemand FZ Jülich vient de publier une étude montrant que dans les 10 pays où il y a le plus de terrains de golf au monde, la superficie de ces derniers dépasse celle des moyens de production d’énergie renouvelable issus de l’éolien et du photovoltaïque. Pour conduire cette étude, les chercheurs ont d’abord utilisé OpenStreetMap pour repérer les quelque 38 400 terrains de golf dans le monde. 80 % d’entre eux sont situés dans les 10 pays qui en comptent le plus avec, sans surprise, les États-Unis en tête (16 000 terrains).  Ils ont ensuite calculé le potentiel d’énergies renouvelables de ces terrains de golf, en les couvrant virtuellement d’éoliennes et de panneaux photovoltaïques.

Avec un taux de couverture de la superficie à 75 %, la capacité théorique photovoltaïque atteindrait 842 GWc, et la capacité éolienne 659 GWc. La capacité éolienne projetée représente davantage que la capacité éolienne actuellement installée dans ces pays, s’élevant à 646 GWc. En matière de photovoltaïque, la France possède presque autant de puissance solaire déployée que le potentiel de ses terrains de golf, si on considère une couverture technique de 50 %. En ce qui concerne l’éolien, la France possède autant de puissance éolienne que de potentiel avec ses terrains de golf (sans toutefois considérer les limites administratives).

Une étude symbolique

À travers cette étude, les chercheurs de FZ Jülich n’ont pas pour objectif de convertir tous les terrains de golf en site de production d’énergie renouvelable, mais de mettre en lumière la place réelle, en termes de superficie, qu’occupent les énergies renouvelables dans le monde. D’ailleurs, comparer la capacité de production d’énergie renouvelable aux nombres de terrains de golf n’a pas beaucoup d’intérêt d’un point de vue scientifique. La répartition des terrains de golf est très hétérogène à travers le monde, et fortement influencée par la culture des pays. Par exemple, le Royaume-Uni dispose de plus de 3 000 terrains tandis que la France n’en compte que 750.

Cette étude permet tout de même de mettre en évidence le fait qu’à l’heure actuelle, les énergies éoliennes et photovoltaïques ne représentent finalement pas une place très importante, et que le potentiel d’installation est encore très élevé. Malgré tout, cette publication pourrait donner des idées. Au Japon, dans la préfecture de Hyogo, un terrain de golf a été converti avec succès en centrale photovoltaïque. La Ako Mega Solar Power Plant est équipée de quelque 260 000 panneaux photovoltaïques répartis sur 76 hectares. La centrale produit environ 125 GWh par an, soit l’équivalent de la consommation de 29 000 logements.

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Pour décarboner nos économies, nous allons avoir besoin d’électricité. De beaucoup d’électricité bas-carbone. Et, entre autres, d’une électricité nucléaire. L’Agence internationale de l’énergie (AIE) confirme aujourd’hui que le secteur connait un renouveau.

Depuis plus de 50 ans, le nucléaire fournit de l’électricité et de la chaleur aux consommateurs de plusieurs pays. Et dans un monde où la demande en sources d’énergie bas-carbone est appelée à exploser, l’Agence internationale de l’énergie a décidé de se poser la question de la place de l’énergie nucléaire. Aujourd’hui, elle compte pour un peu moins de 10 % de la production d’énergie dans le monde. Mais elle reste la deuxième source d’électricité bas-carbone après l’hydroélectricité.

Vers un record de production d’électricité nucléaire

Dans un rapport intitulé « The Path to a New Era for Nuclear Energy », les experts de l’AIE notent d’abord que, même si quelques pays dans le monde ont fait le choix d’abandonner le nucléaire, la production mondiale augmente. Le résultat d’une relance au Japon, de la fin des travaux de maintenance en France, mais aussi de la mise en service de nouveaux réacteurs — portant leur nombre à presque 420 — en Chine, en Inde, en Corée et en Espagne. Pas moins de 63 réacteurs nucléaires sont actuellement en construction pour une puissance totale de 70 gigawatts (GW). La durée de vie de plus de 60 réacteurs a été prolongée. Et certains affichent désormais l’ambition de multiplier par trois la capacité mondiale d’ici 2050. En 2025, déjà, la production d’énergie nucléaire devrait atteindre un record historique.

Selon les experts de l’AIE, tout est réuni pour que l’énergie nucléaire entre dans une nouvelle ère de croissance. L’intérêt est au plus haut depuis les crises pétrolières des années 1970. Plus de 40 pays ont fait le choix de soutenir l’utilisation de cette énergie « qui apporte des avantages avérés en matière de sécurité énergétique ainsi que des réductions d’émissions, en complément des énergies renouvelables ». Et au cœur du changement, les experts voient les petits réacteurs modulaires, les fameux SMR — pour Small Modular Reactor.

Les SMR au cœur du renouveau du nucléaire

Rien que si les politiques actuelles sont suivies, la puissance totale des SMR installés d’ici 2050 sera de 40 GW. Mais « le potentiel est bien plus grand ». Notamment parce que les centres de données pourraient bénéficier de leur électricité bas-carbone. Amazon, Google ou encore Meta ont déjà fait part de leur intérêt pour la technologie. Ainsi, il ne manquerait plus que des politiques de soutien claires et une réglementation simplifiée pour que la capacité totale des petits réacteurs modulaires attendue pour le milieu de ce siècle soit triplée. Dépassant les 120 GW répartis en un millier de SMR.

Si les coûts de construction de ces petits réacteurs modulaires pouvaient être ramenés à des niveaux comparables à ceux des réacteurs à grande échelle — soit environ 4 500 dollars par kilowatt d’ici 2040 en Europe —, l’AIE estime que leur nombre augmenterait encore de 60 % supplémentaires. L’Agence tablerait alors sur une puissance de 190 GW en 2050. Elle souligne que cette trajectoire est plus ambitieuse que les principales de celles que ses experts ont retenues. Mais moins ambitieuse que celle présentée par les développeurs de projets SMR. L’attrait pour ces petits réacteurs modulaires aurait par ailleurs pour effet de redistribuer vers l’Europe et les États-Unis notamment, un marché du réacteur nucléaire qui est aujourd’hui dominé par des technologies chinoises et russes.

Le nucléaire, difficile à égaler

Pour dépasser la difficulté que pourrait poser l’insuffisance du financement public, l’AIE conseille au secteur de se standardiser afin de réduire les risques, le temps et le coût associés à la construction de chaque réacteur. De ce point de vue encore, les SMR ont leur épingle à tirer du jeu. Leurs coûts d’investissement devraient en effet pouvoir être ramenés — une fois de premiers projets établis et la technologie éprouvée — à des niveaux similaires à ceux des grands projets d’énergie renouvelable tels que l’éolien offshore et la grande hydroélectricité.

En conclusion, les experts de l’AIE soulignent que « l’énergie nucléaire n’est qu’une des nombreuses technologies nécessaires à l’échelle mondiale pour un avenir énergétique plus sûr et plus durable. Mais qu’il peut fournir des services à une échelle qui est difficile à reproduire avec d’autres technologies à faibles émissions. » Pour en profiter, les gouvernements devront adopter une approche globale, englobant des chaînes d’approvisionnement robustes et diversifiées, une main-d’œuvre qualifiée, un soutien à l’innovation, des mécanismes de réduction des risques pour les investissements ainsi qu’un soutien financier direct, et une réglementation efficace et transparente en matière de sûreté nucléaire, ainsi que des dispositions pour le démantèlement et la gestion des déchets. Il n’y a plus qu’à…

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Avec 89 térawattheures (TWh) d’exportation d’électricité vers nos voisins européens et 2,5 milliards euros d’investissement, le gestionnaire français du réseau d’électricité voit pourtant son chiffre d’affaires baisser.

Le gestionnaire du réseau électrique français, RTE, a présenté ses résultats annuels de 2024. Dans un contexte de retour à des niveaux de production d’électricité pré-crise et de stabilisation des prix de marché, l’entreprise affiche un chiffre d’affaires de 5,56 milliards d’euros, en recul de 9 % par rapport à 2023. Le résultat net s’élève à 171 millions d’euros, marquant un fort repli comparé à 2023 (417 M€) et 2022 (485 M€).

La production électrique française a atteint 536,5 TWh en 2024, des niveaux similaires à l’avant-crise des prix et du nucléaire. Cette dynamique a favorisé un solde exportateur jamais vu auparavant, de 89 TWh vers les pays voisins. Le prix spot moyen de l’électricité s’est établi autour de 60 €/MWh, stabilisé après les fortes fluctuations des années précédentes.

Un chiffre d’affaires en baisse malgré une consommation en hausse

Les recettes d’accès au réseau – une sorte de péage — portées par une hausse de la consommation industrielle (+3 TWh) ont progressé de 4 %, atteignant 4,2 milliards d’euros. Toutefois, la baisse des écarts de prix entre la France et ses voisins a pesé sur les revenus des interconnexions, en recul de 770 millions d’euros. Les coûts d’exploitation sont restés élevés, notamment en raison du coût des réserves nécessaires au maintien de la fréquence et des achats d’électricité pour compenser les pertes sur le réseau. La consommation a, elle aussi, repris le chemin de la hausse après des années en berne.

RTE a poursuivi une politique d’investissement croissante chaque année, dépassant pour la première fois les 2,5 milliards d’euros (+508 millions d’euros en un an). Cette hausse de 37 % par rapport à 2023 s’inscrit dans une trajectoire de 100 milliards d’euros d’investissement à 2040 pour intégrer les énergies bas-carbone et poursuivre les projets d’interconnexion comme le Celtic Interconnector (avec l’Irlande) et golfe de Gascogne (France et Espagne en 2028).

Hausse de l’endettement

L’augmentation des investissements s’est accompagnée d’une hausse de l’endettement net de 13 %, atteignant 11,75 milliards d’euros. Pour financer ses projets, RTE a levé 2,25 milliards d’euros sur les marchés obligataires, incluant une tranche verte de 750 millions d’euros dédiée aux raccordements d’énergies renouvelables.

Alors que 2024 marquait la fin de la période tarifaire TURPE 6 HTB (2021-2024), RTE a présenté en février 2025 les grandes orientations de son prochain schéma décennal de développement du réseau (SDDR). Ce plan vise à accélérer la transition énergétique, adapter le réseau aux évolutions climatiques et soutenir la réindustrialisation du pays.

Avec une évolution tarifaire validée par la Commission de régulation de l’énergie (CRE) au 1er février 2025, RTE assure disposer des moyens nécessaires pour poursuivre la modernisation du réseau.

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Connaître ses consommations exactes d’eau, de gaz et d’électricité sans avoir à jongler parmi une multitude de compteurs et d’applications smartphone ? C’est possible grâce aux compteurs multi-énergies à placer dans le tableau électrique. Nous avons opté pour l’Ecocompteur de Legrand. Un appareil méconnu, mais pourtant très utile, que nous avons testé durant plusieurs mois.

Pour les geeks que nous sommes, pouvoir mesurer précisément les consommations d’eau, de gaz et d’électricité, à l’échelle du logement comme de l’appareil, est un vieux rêve. S’il fallait auparavant installer un compteur individuel pour chaque poste et le relever manuellement, il existe aujourd’hui des dispositifs complètement centralisés et connectés. Ainsi, un seul et unique appareil permet de mesurer et remonter toutes les informations au sein d’une application smartphone. Simple et pratique.

À l’origine du compteur, une réglementation énergétique

L’offre de compteurs multi-énergies destinée aux particuliers n’est pas pléthorique. Et celle-ci n’a pas émergé en réponse à un soudain appétit de la population pour le comptage, mais à une nécessité légale : la réglementation énergétique (RE2020). L’article 27 de cette réglementation impose aux logements neufs la présence d’un dispositif permettant de communiquer les consommations d’énergie à ses occupants.

Il peut s’agir d’estimations consultables à partir d’outils en ligne, qui relèvent les données des distributeurs de gaz et d’électricité. Moins cher, mais aussi moins précis. Les plus pointilleux préfèreront l’installation d’un compteur multi-canaux, qui mesure en permanence les consommations réelles d’eau, de gaz et d’électricité (conso totale du logement et par ligne).

S’il existe une grande variété de compteurs à lignes multiples pour l’électricité uniquement, ceux qui permettent de mesurer également l’eau (voire l’eau chaude) et le gaz sont moins courants. Trois modèles sont actuellement commercialisés : le module Schneider Wiser, l’afficheur Hager l’Ecocompteur de Legrand. Ce dernier étant le plus facile à se procurer et à utiliser selon les avis que nous avons consultés, nous avons choisi de le tester.

Un prix toujours trop élevé pour se démocratiser

Tous affichent des tarifs bien trop élevés. Nous avons acheté notre exemplaire 210 euros, mais le prix peut grimper jusqu’à 300 euros selon les modèles. Connaître ses consommations avec précision n’est hélas pas à la portée de tous. D’autant qu’il faut ajouter des tores vendus séparément (autour de 20 euros) ainsi que des câbles et compteurs ou capteurs impulsionnels (pour l’eau et le gaz). Comme leur nom l’indique, ces modules émettent une impulsion électrique pour chaque mètre-cube d’eau ou de gaz consommée, qui est détectée par l’Ecocompteur.

Notre logement ne consommant pas de gaz, nous n’avons pas eu à installer de capteur pour ce poste. Pour des raisons techniques, nous avons seulement pu installer un capteur d’impulsion sur l’arrivée générale d’eau. Acheté d’occasion sur Leboncoin, l’ensemble compteur et capteur impulsionnel nous a coûté « seulement » 60 euros, auxquels il a fallu ajouter 10 euros de câble (2 × 0,75 mm²) afin de le raccorder à l’Ecocompteur. Ce dernier fournit d’ailleurs la tension (30 V) nécessaire au fonctionnement du capteur d’impulsions.

Un compteur multi-canaux tentaculaire

Pour mieux comprendre les capacités de l’Ecocompteur Legrand, voici un diagramme qui présente toutes les connexions possibles.

Toutes les liaisons possibles au Legrand Ecocompteur / Image : Révolution Energétique.

En résumé, il est possible de mesurer les postes suivants :

• Eau froide
• Eau chaude (ou autre poste de consommation d’eau)
• Gaz (ou autre poste de consommation d’eau)
• Électricité (ligne 1)
• Électricité (ligne 2)
• Électricité (ligne 3)
• Électricité (ligne 4)
• Total électricité via ligne d’arrivée ou ligne 5
• Total électricité via ligne TIC connectée au compteur Linky (paramétré en historique uniquement)

L’Ecocompteur remonte l’ensemble de ces informations par Wifi ou câble Ethernet à l’application smartphone Home+Control, qui présente l’avantage d’être française. Cette dernière est très complète et assez facile à utiliser, même si elle comporte quelques petites étrangetés cosmétiques. À notre grand étonnement, l’application ne permet pas de consulter les puissances instantanées de chaque ligne, alors qu’il est possible de les consulter sur l’écran de l’Ecocompteur. Plutôt frustrant. L’on doit se contenter des consommations déclinées par jour/semaine/mois/année, heures pleines et heures creuses, en kilowattheures, mètres cubes, mais aussi en euros (si l’on a renseigné les prix et horaires des heures creuses dans l’application).

Installation et câblage de l’Ecocompteur Legrand

L’installation et le câblage de l’Ecocompteur sur un rail DIN dans le tableau électrique se fait sans grande difficulté. Legrand aurait toutefois pu concevoir son produit de façon à faciliter la tâche dans le cadre d’une rénovation. On regrette, par exemple, les tores à enfiler sur chaque ligne, ce qui nécessite de les débrancher de leur disjoncteur, alors qu’il existe des tores clipsables. De même, le bornier d’alimentation de l’Ecocompteur est très profond. Nous n’avions pas de tournevis assez long et fin pour cela, et avons dû démonter le capot afin de serrer les vis du bornier.

Autre petite déception : la relève de la consommation générale via la ligne TIC du compteur Linky (qui libère donc une cinquième ligne de comptage) ne peut se faire que si ce dernier est en mode historique. Cela peut être modifié en appelant son fournisseur d’électricité. Notre Linky étant en mode standard afin de pouvoir tester toutes sortes de compteurs avec une meilleure précision, nous n’avons pas pu bénéficier de cette fonctionnalité.

Relier les capteurs impulsionnels, une étape plus délicate

La partie la plus complexe concerne le capteur impulsionnel destiné à la relève de la consommation d’eau. Cela dépend bien sûr de chaque logement, mais dans notre situation, nous avons dû tirer une ligne longue de 30 mètres entre l’Ecocompteur et le compteur d’eau général. À noter que nous n’avons pas pu installer de capteur impulsionnel sur le compteur de notre fournisseur d’eau, déjà équipé d’une tête de télérelève incompatible avec l’Ecocompteur.

Pour éviter de fastidieuses et coûteuses démarches auprès de notre fournisseur, nous avons donc greffé un second compteur sur l’arrivée générale d’eau pour pouvoir y clipser un capteur impulsionnel. En achetant l’ensemble d’occasion, l’opération n’a pas coûté très cher. Cela a toutefois nécessité beaucoup de recherches afin de trouver les modèles adaptés à notre installation et compatibles avec l’Ecocompteur. Le marché est plutôt réservé aux professionnels et il n’est hélas pas aisé de se procurer le matériel adéquat à un prix abordable lorsqu’on est un particulier.

Paramétrage et utilisation de l’Ecocompteur Legrand

Une fois les câblages réalisés, il suffit de mettre l’Ecocompteur sous tension et de le paramétrer. À commencer par la connexion internet en Wifi ou Ethernet. Nous avons préféré la seconde après avoir testé la première. Notre box étant trop éloignée de l’Ecocompteur, la liaison s’interrompait régulièrement. Sur l’application smartphone Home+Control, toutes les étapes sont guidées et la connexion se fait aisément. Cette dernière permet de nommer les lignes facilement, même s’il est possible de le faire sur l’écran du compteur.

L’application offre aussi la possibilité de régler les entrées impulsionnelles (par défaut, une impulsion vaut 1 litre, mais l’on peut modifier ce ratio). Une fonctionnalité est particulièrement appréciée : l’envoi de notifications personnalisées, qui alertent si la puissance d’une ligne ou du total est supérieure à la valeur de son choix. Pratique pour éviter de dépasser sa puissance souscrite.

À noter que ceux qui souhaitent rester hors connexion peuvent tout à fait paramétrer et consulter les données de l’Ecocompteur grâce à la molette à droite de l’écran.

Notre avis sur l’Ecocompteur Legrand

Le compteur multi-canaux proposé par Legrand est un excellent outil pour relever précisément et consulter sans prise de tête l’ensemble de ses consommations d’électricité, de gaz et d’eau. S’il remplit parfaitement sa mission première, il reste un produit perfectible, particulièrement au regard de son prix élevé. Une version plus accessible aux particuliers serait bienvenue, notamment pour faciliter le comptage d’eau et de gaz au moyen de capteurs impulsionnels sans-fils. Consultez ci-dessous les points forts et les points faibles de l’Ecocompteur Legrand ⬇️

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Le top départ de la course à l’énergie propre a été donné il y a plusieurs années déjà maintenant. Mais des chercheurs pourraient bien avoir fait une découverte aujourd’hui qui nous donnerait une longueur d’avance. Des réserves d’hydrogène naturel semblent se cacher sous nos montagnes.

L’hydrogène. Il est considéré comme l’un des piliers de notre transition énergétique. Notamment parce qu’il pourrait contribuer à décarboner notre industrie et notre mobilité. À la condition, toutefois, que l’on s’appuie sur un hydrogène bas-carbone. Un hydrogène, donc, produit par électrolyse de l’eau dans des électrolyseurs alimentés par des énergies renouvelables ou de l’électricité nucléaire. Ou, espèrent les scientifiques depuis assez récemment, un hydrogène trouvé à l’état naturel sur notre Terre.

Comme notre Terre produit de l’hydrogène

Depuis assez récemment, parce que jusqu’ici, les chercheurs ne pensaient pas qu’il existait suffisamment d’hydrogène naturel — celui qui a reçu le qualificatif d’hydrogène blanc — pour les applications que nous lui envisageons. Mais ils ont découvert qu’un certain nombre de processus géologiques peuvent en générer. Et aujourd’hui, une équipe du Helmholtz Centre for Geosciences (GFZ, Allemagne) publie des précisions importantes à ce sujet.

Pour comprendre, notons que les scientifiques estiment que le mécanisme le plus prometteur pour la production d’hydrogène naturel à grande échelle est un processus géologique qui implique les roches du manteau terrestre. En réagissant avec l’eau, ces roches peuvent former du H2 blanc par serpentinisation. Mais pour que ces roches soient mises en contact avec de l’eau, il faut qu’elles soient ramenées près de la surface. Et cela se produit lorsque les bassins océaniques s’ouvrent et donnent naissance à un rift. Mais aussi lorsque des montagnes se forment. Les plaques tectoniques continentales se rapprochent alors et entrent en collision, poussant les roches du manteau vers la surface.

De l’hydrogène blanc plein les montagnes

Dans la revue Science Advances, les chercheurs du GFZ racontent comment leurs modélisations de pointe leur ont permis de déterminer que la production d’hydrogène peut être jusqu’à 20 fois supérieure dans les zones de formation de montagnes que dans les environnements de rifts. Et ce n’est pas tout. Ils expliquent aussi que les roches-réservoirs — les grès, par exemple —, qui permettent d’accumuler un hydrogène qui pourra être économiquement exploité, sont présentes dans les chaînes de montagne. Alors qu’elles semblent absentes des rifts.

La découverte appuie donc les efforts d’exploration déjà en cours dans les Pyrénées et dans les Alpes où des indices d’une production naturelle d’hydrogène ont été identifiés. « Nous sommes peut-être à un tournant de l’exploration de l’hydrogène naturel. Nous pourrions ainsi assister à la naissance d’une nouvelle industrie », avance Frank Zwaan, auteur principal de ces travaux.

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Electricity Maps annonce l'ajout de la Chine sur sa carte mondiale de l'intensité carbone de la production électrique. Un défi, en l'absence de données de production en temps réel.

Considérée comme la plus grande centrale solaire à concentration du monde, au moment de sa construction, la centrale solaire d’Ivanpah, dans le désert de Mojave, va finalement être arrêtée. Principale cause :  un important manque de rentabilité. 

Elle devait fonctionner au moins jusqu’en 2039. La plus grande centrale solaire à concentration des États-Unis va voir deux de ses trois tours s’arrêter en 2026 après que l’entreprise Pacific Gas & Electric (PG&E) ait décidé de mettre fin à son contrat de rachat de l’électricité. La troisième tour est, elle aussi, sur la sellette. En effet, l’entreprise Southern California Edison, qui en rachète l’électricité, serait également en train de négocier la fin de son contrat.

Un pari perdant

Pourtant, il y a maintenant 15 ans, le solaire à concentration était considéré comme l’une des clés de l’énergie décarbonée. Le projet d’Ivanpah, et ses trois centrales solaires thermodynamiques, devait en être l’incarnation, grâce à ses 173 500 miroirs héliostats, capables de focaliser l’énergie solaire sur des générateurs de vapeur.

Cependant, depuis son lancement, le projet a cumulé les problèmes, et n’a pas atteint le rendement espéré. Dès 2014, la quantité de gaz naturel nécessaire au maintien des chaudières par mauvais temps avait dû être revue à la hausse. En parallèle, la production escomptée de 1 million de MWh par an n’a jamais été atteint. Sur les 10 années d’exploitations, la production moyenne s’élève à 700 000 MWh/an.

D’un point de vue environnemental, la centrale solaire d’Ivanpah a également fait débat, car un grand nombre d’oiseaux sont brûlés vifs à cause de la concentration des rayons. Une étude a montré, en 2016, que 6 000 oiseaux étaient tués chaque année par la centrale.

Le photovoltaïque a gagné la course de l’énergie solaire

Outre ces problèmes techniques et environnementaux, le projet était considéré comme onéreux à son lancement, mais les défenseurs de la technologie misaient sur une baisse des prix avec la démocratisation de la solution. Le gouvernement américain avait d’ailleurs décidé d’accorder un prêt garanti à hauteur de 1,6 milliard de dollars sur les 2,2 milliards de dollars du projet. La fin du contrat de rachat de l’électricité par PG&E aura un impact direct sur les clients de l’entreprise. Ces derniers paieront moins cher leur électricité.

15 ans plus tard, force est de constater que c’est le photovoltaïque qui a remporté la course à l’énergie solaire. La nouvelle plus grande centrale photovoltaïque du monde en est l’exemple parfait. Pour un investissement similaire de 1,96 milliard de dollars, la centrale devrait produire plus de 6 TWh/an. C’est presque 10 fois plus que la centrale d’Ivanpah. Ironie du sort, un projet de centrale photovoltaïque est déjà envisagé en lieu et place de la centrale à concentration, une fois que celle-ci sera démontée.

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Un inventeur français est parvenu, à la fin des années 1800, à dompter le soleil pour produire de l’énergie. Il s’en est fallu de peu pour que son invention marque à jamais l’histoire de l’énergie.

Le nom d’Augustin Mouchot ne vous dit peut-être rien. Mais il s’en est fallu de peu pour que cet inventeur français façonne le paysage énergétique d’aujourd’hui. Dès 1866, celui-ci s’intéresse à l’énergie solaire, et commence à développer des concentrateurs solaires. Ses inventions attirent même l’attention de Napoléon III, qui lui accorde une subvention pour poursuivre ses expérimentations. Ce travail culmine lors de l’Exposition universelle de 1878, à Paris, lors de laquelle il présente une machine solaire capable d’activer une pompe à eau.

Deux ans plus tard, comme l’explique le maître de conférence Frédéric Caille dans un récent article pour The Conversation, une Commission des appareils solaires est créée dans le cadre d’un projet de chemin de fer transsaharien. Celle-ci a pour objectif d’évaluer la potentielle utilisation de l’invention d’Augustin Mouchot et son associé Abel Pifre pour la recharge en eau des locomotives.

Standardisation versus adaptation

Dans le cadre de ce projet, durant l’année 1881, de nombreux essais sont réalisés pour tester l’intérêt et les éventuelles limites de la machine à vapeur solaire d’Augustin Mouchot. La commission qui encadre ces essais entrevoit de nombreuses possibilités d’applications du concentrateur avec l’ajout d’une pompe ou d’un moteur rotatif, permettant la distillation d’alcool, la cuisson de nourriture, ou même le chauffage et la cuisson de matériaux. La commission évoque même la possibilité d’en faire une pile thermoélectrique.

À l’époque, le potentiel énergétique de cette solution paraît déjà vaste, et il n’aurait pas été surprenant de voir cette invention intégrer rapidement le paysage industriel pour répondre à des besoins spécifiques. D’ailleurs, le recours à cette technologie en plein cœur du Sahara fait sens, et aurait pu constituer la première étape d’un véritable développement industriel.

Une invention terrassée par le charbon

Néanmoins, André Crova, un docteur en physique électrochimique qui a la charge de superviser les essais de la commission, ne voit pas les choses de cette manière. Durant les essais en question, André Crova s’acharne à tenter de calculer le rendement théorique de la chaudière expérimentale, pour en souligner les limites. Dans son rapport, paru en 1882, il préfère mettre en avant son opinion personnelle sur une potentielle application en France, en comparant cette solution au charbon.

Il faut reconnaître qu’à cette époque, le charbon avait su conquérir le monde grâce à sa grande disponibilité, sa constance et sa régularité. Mais, plusieurs limites des énergies fossiles étaient déjà mises en avant par certains scientifiques et économistes. L’économiste William Stanley Jevons soulignait dès 1865 que les ressources de charbon du Royaume-Uni n’étaient pas inépuisables, et que sa raréfaction allait notamment conduire à une hausse des coûts. En parallèle, la pollution de l’air et l’impact du charbon sur la santé commençait déjà à être documenté. Dans ce contexte, l’invention d’Augustin Mouchot aurait pu permettre de diversifier les modes de production d’énergie et offrir des alternatives décarbonées, à l’image d’Aristide Bergès, qui est parvenu à populariser l’énergie hydraulique sur la même période.

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