C’est peut-être la fin d’un long feuilleton entre EDF Renouvelables, Renner Energies et les habitants de cette région venteuse des Ardennes. La cour administrative de Nancy vient d’annuler la construction du plus grand parc éolien de France, pour cause de nuisance visuelle. 

Il avait les mensurations d’un parc éolien offshore : 63 éoliennes de 200 mètres de haut pour une puissance totale de 226 MW. Le parc du « Mont des Quatre Faux », porté par Renner Energie et EDF Renouvelables, devait être installé dans les Ardennes, et produire l’équivalent de la consommation électrique de 249 000 habitants. Mais ce vaste projet, initié dès 2005, a fait l’objet de nombreuses contestations locales, principalement à cause de l’impact visuel très important du site pour les communes alentour.

Après une bataille juridique de plusieurs années, la cour administrative d’appel de Nancy vient finalement de donner raison aux riverains et associations opposées au projet, indiquant que le projet « génère ainsi de fortes visibilités en raison du nombre important d’éoliennes dans un rayon de 10 km déjà autorisées dans le secteur ». Toujours selon la cour administrative, les seuils d’alerte admis pour apprécier le phénomène de saturation visuelle sont largement dépassés pour 5 communes à proximité directe du parc. Du fait de la géographie particulière du site, ni le relief ni la végétation ne viennent atténuer les effets d’encerclement et de saturation visuelle pour les habitants.

Retombées économiques vs nuisances visuelles

La décision de la cour administrative de Nancy devrait soulager un grand nombre de riverains, mais ne fera pas que des heureux. À l’issue du verdict, le maire de Cauroy a ainsi dénoncé, auprès du média Le Figaro, « 20 ans de travail balayé » du fait d’une minorité d’opposants.

Et pour cause, l’implantation d’un tel parc a également de nombreux soutiens, notamment grâce à la perspective de retombées économiques très favorables pour les communes et entreprises locales. Les travaux du projet du « Mont des Quatre Faux » devaient générer 60 millions d’euros de chiffre d’affaires pour les entreprises locales. De plus, l’exploitation du site nécessitait la création d’une dizaine d’emplois. Les communes auraient également dû profiter de retombées fiscales très intéressantes, à hauteur de 2,2 millions d’euros par an.

La bataille n’est peut-être pas totalement terminée. EDF Renouvelable a encore deux mois pour demander un recours en cassation auprès du Conseil d’État.

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Dans la course au stockage d’énergie par air comprimé, le français Segula Technologies joue la carte de la modularité pour s’adapter aux besoins des industries. Un pari intéressant pour permettre l’optimisation des énergies renouvelables locales.

Les potentielles applications du stockage d’énergie par air comprimé se dessinent peu à peu. La technologie, communément appelée Compressed Air Energy Storage (CAES), a longtemps été envisagée comme solution pour stocker l’énergie. Néanmoins, jusqu’à présent, les systèmes classiques ne présentaient pas un rendement suffisamment élevé pour être intéressants. En effet, du fait de pertes de chaleur lors de la compression, le rendement dépassait difficilement les 50 %.

La situation pourrait changer. Le groupe français d’ingénierie Segula Technologies a développé Remora, une technologie de stockage par air comprimé qui repose sur un système de compression isotherme. D’abord développée pour l’éolien offshore, cette technologie pourrait arriver sur la terre ferme par le biais de Remora Stack, une sorte de batterie à air comprimé qui prend la forme d’un conteneur de 12 mètres de long.

Selon Segula, grâce à ce système de compression isotherme, le rendement total atteindrait 70 %. Avec cette technologie, la puissance de stockage est déterminée par la taille du compresseur, et la capacité de stockage est déterminée par le volume d’air comprimé. Pour l’heure, grâce à un financement du projet européen AIR4NRG, deux projets pilotes devraient être déployés en Espagne d’ici 2026, d’une puissance de 200 kW chacun. La capacité de stockage d’un seul conteneur atteint 1 mégawattheure (MWh). L’industrialisation de la technologie est espérée pour 2028-2029.

Une technologie adaptée à de nombreux usages

À l’origine, Segula a développé cette technologie pour permettre l’optimisation de la production de parcs éoliens offshore. D’ailleurs, d’autres projets de stockage d’énergie à l’échelle du réseau sont en cours de développement, notamment en Californie. Mais avec le Remora Stack, le groupe français vise plutôt un déploiement sur des sites industriels, des écoquartiers ou encore des infrastructures publiques grâce à un format compact, particulièrement adapté à ce type d’usage. La technologie se veut à la fois fiable et modulable. Elle pourrait donc facilement être adaptée aux besoins évolutifs d’un site industriel.

Avec sa technologie, Segula est allé encore plus loin et a imaginé cette même technologie adaptée aux particuliers. Celle-ci prendrait la forme – et la taille – d’un ballon d’eau chaude. Elle permettrait de stocker l’énergie produite par des panneaux photovoltaïques grâce à une technologie qui ne nécessite ni terre rare, ni lithium.

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Enjeu fondamental de la transition énergétique, le recyclage des batteries vient peut-être de franchir une étape très importante. Des chercheurs chinois ont, en effet, réussi à recycler le lithium de batteries sans utiliser d’acide, ni utiliser de grandes quantités d’énergie.

Composantes essentielles de notre quotidien, les batteries lithium-ion ont un défaut : leur recyclage peut être complexe et énergivore, et impliquer des impacts environnementaux notables selon les procédés mis en place. Mais ce constat pourrait bientôt changer. Des chercheurs de l’Université centrale du sud à Changsha, de l’Université normale de Guizhou et du Centre national de recherche en ingénierie des matériaux de stockage d’énergie avancés, ont réussi à développer une solution de recyclage plus efficace et plus durable. Celle-ci repose sur l’utilisation d’une solution liquide contenant du fer, du sel, de l’oxalate de sodium et surtout de la glycine. Ce liquide, au contact de la batterie, a la particularité de décomposer la batterie. Les particules métalliques se retrouvent ainsi dissoutes dans la solution.

Les résultats obtenus par cette nouvelle technique sont particulièrement prometteurs. En moins de 15 minutes, le processus aurait permis de récupérer 99,99 % du lithium, 96,80 % du nickel, 92,35 % du cobalt et 90,59 % du manganèse. Outre ces performances, cette solution a l’avantage d’être neutre. De plus, une fois l’extraction finie, la glycine n’est pas considérée comme un déchet, mais comme une ressource. En effet, riche, en azote, elle peut être utilisée comme engrais.

La difficile optimisation du recyclage des batteries

À l’heure actuelle, le processus de recyclage repose principalement sur l’hydrométallurgie, qui consiste à dissoudre les métaux contenus dans les batteries pour les récupérer. Cette technique nécessite d’utiliser des acides forts comme l’acide sulfurique, l’acide chlorhydrique ou l’acide nitrique. Selon les procédés habituels, l’hydrométallurgie permet de récupérer de 50 % à 80 % du lithium d’une batterie. De plus, les acides utilisés sont délicats à gérer, et représentent un danger pour l’environnement.

Plus récemment, une autre technique de recyclage a fait parler d’elle : le Flash Joule Heating. Ce procédé, mis au point par l’Université de Rice, au Texas, permettrait d’atteindre jusqu’à 98 % des matériaux usagés. Néanmoins, son principe de fonctionnement nécessite une très grande montée en température (plus de 3 000 °C), nécessitant une importante dépense d’énergie.

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Rien n’est encore gagné, pour la transition énergétique. Malgré des chiffres records en matière de production d’énergie renouvelable, le pétrole reste le mètre étalon mondial, en matière d’énergie. 

Comme tous les mois, l’Agence internationale de l’énergie vient de publier son rapport sur le marché pétrolier pour février 2025. Riche en enseignements, ce rapport témoigne du déséquilibre qui semble se créer entre l’offre et la demande de pétrole sur l’année 2025.

Ce rapport montre que la baisse du recours aux énergies fossiles n’est pas encore d’actualité. En effet, l’année 2025 devrait être marquée par une hausse des besoins en pétrole estimée à 1,1 million de barils par jour (mbpj). Cette hausse est principalement liée aux besoins grandissants de la Chine, en particulier pour son industrie pétrochimique. La consommation totale devrait donc atteindre 103,9 millions de barils par jour. Cette situation dans le secteur pétrolier ne fait que confirmer les observations faites au sujet de la consommation de gaz : le monde n’est pas encore prêt à se défaire des énergies fossiles.

Réelle décroissance des besoins, ou situation macroéconomique complexe ?

Néanmoins, il est intéressant de noter que l’offre mondiale devrait augmenter d’autant plus, et surpasser la demande de pétrole à hauteur de 600 000 bpj. Cette différence entre offre et demande pourrait même atteindre 1 million de bp/j si l’Opep+ (Organisation des pays exportateurs de pétrole et ses alliés) prolonge la hausse de production au-delà du mois d’avril. Parmi ces pays, on peut citer le Kazakhstan qui dépasse ses objectifs de production fixés par l’Opep+, Il en va de même pour l’Iran et le Venezuela qui ont augmenté leur production en prévision de potentielles futures restrictions. Hors Opep+, de nombreux pays produisent également à des niveaux records avec les États-Unis en tête.

Malgré le développement massif des énergies renouvelables à travers le monde, le constat est sans appel : le pétrole reste le facteur décisif d’une économie mondiale tourmentée, et la source de tensions grandissantes entre les puissances économiques actuelles. Les États-Unis, moteurs de cette situation, viennent de menacer d’une hausse de 25 % des droits de douane tout pays qui achèterait du pétrole au Venezuela.

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Parfois qualifiées « d’émirats municipaux », les communes accueillant les centrales nucléaires françaises sont généralement très bien loties. Cette situation devrait perdurer avec le programme de relance du nucléaire qui prévoit la construction de 6 EPR2. 

Si le financement définitif des deux EPR2 de Penly n’a pas encore été validé, les travaux préparatoires, eux, ont bel et bien commencé. Sur le site de la centrale, les équipes d’Eiffage Génie Civil s’affairent autour de l’emplacement des deux futurs réacteurs dans le but de préparer la plateforme, et de renforcer la digue existante. Mais il n’y a pas que sur le site de la centrale que les projets de travaux s’accumulent.

Les chiffres sont impressionnants : on prévoit près de 9 000 places de parking supplémentaires, 6 000 nouveaux logements, et un nouvel hôpital de 45 millions d’euros, qu’EDF a aidé à financer. L’impact du chantier des 2 EPR2 va jusqu’à Dieppe, où le service des urgences devrait être agrandi, et la gare modernisée. Au Tréport, la municipalité a même racheté un camping à la ferme pour accueillir des ouvriers du chantier, et ainsi éviter l’engorgement des campings municipaux.

Des communes abreuvées d’emplois

Ce branle-bas de combat général est loin d’être anecdotique pour Petit-Caux, la nouvelle commune qui englobe 18 communes réparties autour de la centrale. Au plus fort de l’activité, ce sont près de 8 000 salariés qui sont attendus sur le chantier, soit presque autant que toute la population de la commune. Dans bien des cas, les salariés devraient d’ailleurs venir avec leur famille, augmentant d’autant plus les besoins des collectivités locales.

Même pendant la phase d’exploitation, à partir de 2038 si tout va bien, ce sont plus de 3 000 personnes qui devraient continuer de travailler sur le site. De ce fait, les capacités de toutes les infrastructures publiques vont devoir être revues à la hausse : écoles, lycées, équipements sportifs, etc.

Centres aquatiques, festivals et coquetteries

Heureusement, les communes qui accueillent des centrales nucléaires bénéficient historiquement d’une situation économique (très) favorable. Dès le début du programme nucléaire, dans les années 1960, EDF a privilégié l’installation des centrales dans de petites communes rurales, à quelques exceptions près. Comme l’explique ce dossier, réalisé par Géoconfluences, en décembre 2017, ces petites communes ont pu profiter de taxes foncières sur bâti et non bâti dont le montant repose sur la valeur des biens présents dans les centrales.

Comprenez qu’EDF verse des taxes très élevées à des communes comptant peu d’administrés. Ces retombées fiscales ont permis à ces communes de réaliser des travaux d’embellissement, et bien plus encore. Le village de Belleville-sur-Loire, par exemple, qui accueille la Centrale de Belleville, a procédé à l’enfouissement de l’ensemble des réseaux électriques et téléphoniques de la commune. Du fait de ces budgets municipaux très élevés, les communes en question ont pu multiplier les investissements dans des infrastructures de loisir particulièrement inhabituelles compte tenu de leur nombre d’habitants.

Par exemple, les villages d’Avoine (1 900 habitants), Golfech (1 000 habitants) ou Dampierre-en-Burly (1 400 habitants) possèdent tous les trois des piscines, voire même des centres aquatiques ! Certaines de ces communes ont même organisé des festivals à portée internationale, à l’image de Belleville-sur-Loire avec Val en Jazz ou Avoine avec Avoine Zone Groove.

Une pluie d’avantages pour les habitants

Pour les habitants, les avantages ne s’arrêtent pas là. Avant qu’elle soit supprimée, la taxe d’habitation était également très avantageuse dans les communes concernées. À Avoine, en 2016, elle était affichée à seulement 0,10 % contre 12 % de moyenne pour les autres communes similaires du département. Enfin, d’autres services ont pu être déployés comme à Chooz. Dans le petit village de 800 habitants, chaque foyer est gratuitement équipé de la fibre optique, et d’un décodeur donnant accès au bouquet de chaînes de Canalsat.

Du fait de cette situation financière exceptionnelle, on comprendra donc pourquoi les habitants des communes accueillant des centrales nucléaires sont généralement favorable à la présence de la centrale. Le débat autour de la potentielle fermeture de Fessenheim, en 2012, en est l’exemple parfait. Les communes ayant affiché un soutien au maintien de la centrale étaient toutes situées à proximité directe du site, tandis que le reste du département appelaient globalement à la fermeture du site.

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C’est avec une certaine fierté que l’Inde vient d’annoncer avoir franchi la barre symbolique du milliard de tonne de charbon produit en une année. Cette annonce remet en perspective l’état de la transition énergétique à l’échelle mondiale. 

C’est par le biais d’un post sur le réseau social X (ex-Twitter) que le ministère indien du charbon a annoncé avoir franchi le cap des 1 milliard de tonne de charbon produit en une année. En passant ce cap, l’Inde conforte sa position de deuxième producteur mondial de charbon avec un part de 9,3 %. D’un point de vue européen, l’annonce a de quoi surprendre.

Si le gaz et le pétrole sont encore massivement utilisés, le charbon, lui, est clairement sur la pente descendante en raison de ses effets environnementaux et sanitaires. En France, il ne reste plus que deux centrales à charbon encore utilisées, et le Royaume-Uni s’apprête à fermer son unique centrale utilisant ce type d’énergie. Même l’Allemagne, dont la production d’énergie repose encore massivement sur le charbon et le lignite (21,3 % du mix électrique), ne cesse de fermer des centrales.

𝐇𝐢𝐬𝐭𝐨𝐫𝐢𝐜 𝐌𝐢𝐥𝐞𝐬𝐭𝐨𝐧𝐞! 🇮🇳

India has crossed a monumental 1 BILLION TONNES of coal production!

With cutting-edge technologies and efficient methods, we’ve not only increased production but also ensured sustainable and responsible mining. This achievement will fuel… pic.twitter.com/KRGOBQ1SA7

— G Kishan Reddy (@kishanreddybjp) March 21, 2025

1,5 milliard de tonnes de charbon d’ici 2030

L’Inde et la Chine sont donc dans une toute autre dynamique que l’Europe en matière de charbon. En 2023, l’Inde a consommé plus de charbon que toute l’Europe et les Amériques réunies, du fait d’un mix électrique reposant à 72 % sur cette énergie. D’ailleurs, poussée par les deux pays, la consommation mondiale de charbon a augmenté de 10 % sur les 10 dernières années.

Le recours massif au charbon de l’Inde s’explique en partie par sa très grande densité de population. S’il se place au troisième rang mondial en termes de consommation d’électricité, sa consommation par habitant ne représente que 20 % de celle de la France. Mais le pays doit fournir de l’électricité à plus d’1,4 milliard de personnes, soit le double de la population européenne. Dans ce contexte, le charbon, dont le pays possède de grandes quantités, constitue un moyen rapide et efficace de produire de l’électricité, tout en assurant une forme de souveraineté énergétique. Le pays compte continuer d’exploiter massivement ses réserves, estimées à 122 milliards de tonnes, et atteindre une cadence de 1,5 milliard de tonnes produit par an d’ici 2030.

L’Inde investit également dans les énergies bas-carbone

En parallèle, le pays mise aussi sur l’avenir avec les énergies renouvelables, en mettant en œuvre parmi les plus grandes centrales photovoltaïques et éoliennes du monde. Enfin, le pays compte également accélérer sur le nucléaire et vise les 100 GW installés d’ici 2047. Ces objectifs restent insuffisants pour compenser les plus de 237 GW de centrales à charbon en activité dans le pays.

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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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Vous voulez augmenter l’autonomie de votre ordinateur portable, et profiter un peu plus de votre jardin pour travailler ? Vous êtes au bon endroit. Voici notre top 3 des meilleures batteries externes pour ordinateur portable du marché.

Depuis la crise du Covid, le télétravail a pris une importance fondamentale dans nos vies, permettant à chacun de travailler d’où il veut plusieurs jours par semaine. Ce privilège a néanmoins une condition : avoir une prise de courant pour alimenter son ordinateur portable. Ainsi, pour ne plus avoir de limite et se permettre de travailler dans le jardin, à la terrasse d’un café ou même dans un refuge de montagne, une seule solution : la batterie externe.

Pour cette raison, nous avons décidé d’étudier les batteries externes disponibles sur le marché, afin de vous concocter un top 3 des meilleurs modèles du moment. Les batteries externes font partie de ces produits dont il existe une infinité de déclinaisons lorsque l’on fouille à travers le web. Pourtant, à y regarder de plus près, le nombre de modèles réellement intéressants fond comme neige au soleil lorsque les critères se multiplient. Heureusement, nous sommes tombés sur quelques pépites qui devraient parfaitement répondre à vos attentes et vos besoins. Les voici.

1 – Anker 737 : la meilleure batterie externe pour ordinateur portable

Fondée en 2011, l’entreprise chinoise Anker a su s’imposer comme l’une des références des solutions de recharge pour appareils mobiles, et dans des accessoires dédiés. Avec la Anker 737, le fabricant ne faillit pas à sa réputation, et propose, à nos yeux, la meilleure batterie externe du marché. Avec une capacité de stockage de 24 000 mAh et une puissance totale de 140 W, elle pourra sans aucun problème recharger plusieurs équipements en même temps. Anker indique que les 24 000 mAh permettent de recharger 1,3x un MacBook Air 13″ de chez Apple.

Côté design, on apprécie le style épuré et l’écran couleur qui permet d’avoir des indications sur l’état de charge de la batterie. En revanche, l’ensemble est assez volumineux.

2 – Iniu 25 000 mAh : nomade sans se ruiner

Si les ordinateurs portables récents peuvent souvent être rechargés grâce à une prise USB, ce n’est pas le cas de tous les modèles. Pour ces cas de figure, on a trouvé la solution : la batterie externe du fabricant Omars. Si cette batterie arbore un design nettement plus « rustique » que le modèle de chez Anker, elle affiche la même capacité de stockage, ainsi qu’un atout de taille : une prise 220 V !

Avec une puissance de seulement 90 W, cette prise ne pourra pas alimenter énormément d’appareils, mais se montrera parfaite pour un ordinateur portable. En revanche, on regrette qu’il n’y ait qu’un seul port USB-C. De plus, sa puissance est limitée à 18 W.

3 – Krisdonia 50 000 mAh : méga capacité de stockage

Avec la Krisdonia 50 000, on change tout simplement de catégorie. Le fabricant a réussi à caser 50 000 mAh de stockage dans un boîtier de 19 cm par 15 cm, le tout pour un poids de 1,2 kg. Au-delà de l’encombrement réduit, cette batterie externe se distingue par sa multitude de ports disponibles, et en particulier son DC-Out qui permet, grâce aux nombreux adapteurs fournis, de recharger une large gamme d’ordinateurs portables dont la puissance peut atteindre jusqu’à 19,5 W.

À l’instar de la Anker 737, la Krisdonia possède également un écran, mais nettement plus sommaire. Comme pour la Omars, on regrette cependant qu’il n’y ait qu’un seul port USB-C, à l’heure où celui-ci devient la norme.

Tout savoir sur les batteries externes pour ordinateurs portables

Comment choisir la batterie adaptée à mes besoins ?

Contrairement aux Power Bank pour smartphones, le choix d’une batterie externe pour un ordinateur portable n’est pas une formalité. En effet, la puissance et la tension de recharge des ordinateurs portables n’est pas standardisée, en particulier pour les modèles plus anciens. En conséquence, il convient de vous assurer de la tension, et de la puissance de votre modèle avant de faire votre choix définitif. Heureusement, la tendance est désormais à l’uniformisation, et de nombreux modèles peuvent désormais être rechargés via un chargeur USB-C. C’est notamment le cas des MacBook.

Côté capacité de stockage, là encore, le marché des ordinateurs portables est très vaste. Si votre batterie est amovible, vous pourrez sans doute trouver des informations sur ses caractéristiques techniques. Cela vous permettra de mieux définir la taille de votre future batterie externe.

Quelle capacité faut-il pour une batterie externe compatible ordinateur portable ?

Pour un ordinateur portable, il est recommandé d’opter pour une batterie externe d’au moins 20 000 mAh, voire 25 000 mAh si l’on souhaite travailler plusieurs heures sans recharge. La capacité doit être choisie en fonction de la consommation de l’appareil, exprimée en Wh (wattheures). Pour la convertir depuis les mAh, il faut la multiplier par la tension de sortie de la batterie (20 000 mAh x 5 V = 100 Wh, par exemple). En général, plus la capacité est élevée, plus l’autonomie sera importante, mais cela implique également un poids plus important. Une batterie de 50 000 mAh ou plus permet souvent de recharger un ordinateur plusieurs fois, mais peut être trop encombrante pour des déplacements fréquents.

Quelle puissance de charge est nécessaire pour un PC portable ?

La puissance nécessaire dépend du modèle de l’ordinateur. Les ultrabooks se contentent parfois de 30 à 65 W, alors que les PC plus puissants ou destinés à des usages graphiques peuvent demander jusqu’à 100 W, voire davantage. Une batterie externe doit pouvoir délivrer une puissance équivalente ou supérieure à celle du chargeur d’origine pour fonctionner correctement. Une puissance insuffisante risque d’empêcher la recharge ou de ralentir fortement le processus. Il est donc important de vérifier ce critère sur la fiche technique de l’ordinateur ou de son chargeur.

Une batterie avec prise secteur est-elle utile ?

Oui, pour les ordinateurs qui ne se rechargent pas via USB-C. Une batterie externe équipée d’une prise secteur (AC) permet d’alimenter un chargeur d’ordinateur classique, ce qui garantit une compatibilité plus large. En revanche, ces batteries sont souvent plus volumineuses, plus chères et moins efficaces, car elles intègrent un convertisseur DC/AC. Elles conviennent bien à une utilisation semi-nomade, mais seront moins pratiques en déplacement

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Utiliser les déchets nucléaires pour en faire des batteries. Telle est l’idée initiale de chercheurs américains, qui ont réussi à créer une batterie grâce à du césium-137 ou du cobalt-60. Si la commercialisation de ce type de produit est encore lointaine, son potentiel, est très intéressant. 

Des chercheurs américains viennent de mettre au point une batterie capable de transformer le rayonnement des déchets nucléaires en électricité. Selon l’étude publiée sur le sujet, son principe de fonctionnement repose sur l’exposition de cristaux scintillateurs à une source de rayons gamma. Du fait de cette exposition, les cristaux scintillateurs émettent de la lumière. Celle-ci est ensuite captée par des cellules photovoltaïques à proximité, qui produisent alors de l’électricité.

Pour l’heure, les scientifiques de l’université de l’Ohio ont exposé leur prototype de batterie à deux sources radioactives : des isotopes de césium-137 et de cobalt-60. La batterie a réussi à générer 288 nanowatts (0,0000007 W) dans le premier cas, et 1,5 microwatt (0,0000015 W) dans le deuxième cas.

Les cristaux scintillateurs, des matériaux de plus en plus utilisés

Au cœur de cette batterie gammavoltaïque, on retrouve des cristaux scintillateurs. Ces matériaux ont la particularité d’émettre de la lumière visible ou ultraviolette lorsqu’ils sont soumis à des rayons ionisants. Ils sont couramment utilisés dans de nombreuses applications, en particulier en imagerie médicale. Ils sont au cœur du fonctionnement des PET scans, et jouent un rôle clé dans le fonctionnement des scanners modernes. Ces mêmes cristaux scintillateurs sont, par exemple, utilisés dans les aéroports, pour le contrôle des bagages.

Dans le cas de l’étude de l’université de l’Ohio, le cristal utilisé est un grenat de gadolinium, d’aluminium et de gallium. Ce cristal a l’avantage d’émettre une forte luminosité tout en étant particulièrement robuste.

Répondre à des besoins spécifiques

Si les puissances obtenues sont extrêmement faibles, les résultats restent prometteurs. Les chercheurs doivent désormais continuer leurs recherches pour augmenter la puissance de la batterie grâce à l’utilisation de cristaux plus larges. En parallèle, un travail devra être réalisé pour que cette solution technologique soit économiquement viable. On ne risque pas de retrouver ce type de batterie de si tôt dans nos appareils du quotidien. En revanche, elles permettraient de répondre à des besoins spécifiques dans des environnements difficiles. Ces batteries pourraient ainsi alimenter des appareils de faible puissance, pour de longues durées, et sans aucun besoin de maintenance, dans le domaine de l’aérospatiale, ou dans l’exploration des fonds marins par exemple.

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Bien loin de simples giboulées de mars, le nombre de violents épisodes de grêles ont tendance à s’amplifier un peu partout dans le monde. Les installations photovoltaïques en sont les premières victimes, mais des entreprises travaillent à les rendre plus résistants. Pour l’instant, leur remise en service peut prendre de longs mois.

Plus de 6 mois après un violent épisode de grêle, le parc solaire de Decazeville, dans l’Aveyron, ne fonctionne qu’à 30 % de ses capacités. Et pour cause, l’orage en question a endommagé, le 11 juillet 2024, 90 % des 36 200 panneaux photovoltaïques de l’installation. Malheureusement, cette situation est loin d’être unique, en France comme dans le monde. À l’été 2022, le parc flambant neuf de Vitry-en-Charollais a connu le même sort, quelques semaines avant sa mise en service. Il aura fallu près d’un an et demi pour qu’il puisse enfin fonctionner à plein régime.

Ces épisodes de grêle peuvent causer des dégâts considérables sur les installations photovoltaïques et leurs réparations sont loin d’être une formalité. Outre les délais liés à l’assurance, le remplacement des panneaux peut comporter des défis techniques. Il faut en effet pouvoir retrouver les mêmes panneaux que ceux d’origine, ou s’assurer de la compatibilité de nouveaux modèles.

Vers des panneaux de plus en plus résistants

Au-delà du coût financier très élevé associé à la destruction de ces installations, ces incidents ont un fort impact environnemental. En parallèle, du fait du dérèglement climatique, ces épisodes de grêle ne sont pas près de ralentir. À l’inverse, une étude publiée l’année dernière tend à montrer que ces événements avec des grêlons de gros diamètre ont tendance à augmenter.

De nombreuses solutions sont étudiées pour rendre les parcs solaires plus résistants aux aléas climatiques. Certaines de ces solutions consistent, par exemple, à permettre la modification de l’inclinaison des panneaux en cas d’orage, où tout simplement de les « ranger ». Malgré ces solutions, les panneaux devront inévitablement gagner en solidité. C’est ce que certains fabricants ont commencé à faire, comme Longi, avec son modèle Hi-Mo 5, ou DMEGC Solar.

Habituellement, la résistance des panneaux est évaluée avec la simulation de grêlons d’un diamètre de 25mm, d’un poids de 7,53 g, et d’une vitesse de 23 m/s. Pour tester ses panneaux, DMEGC Solar est allé beaucoup plus loin en soumettant son prototype à des grêlons de 65 mm de diamètre, et d’un poids de 130 g, lancé à 37 m/s. Cela représente une énergie cinétique 45 fois supérieure aux grêlons conventionnels. Résultat : le panneau n’a subi aucun dommage apparent, et une perte de puissance minime a été enregistrée, de l’ordre de -0,53 %. Il reste désormais à démocratiser ce niveau de résistance de manière à ce que les futures installations solaires soient en capacité de résister vraiment aux aléas climatiques.

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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 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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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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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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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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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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