Cela fait maintenant quatorze ans qu’un séisme a causé un accident nucléaire grave sur la centrale de Fukushima. Depuis, le Japon poursuit ses opérations de démantèlement des réacteurs. Et cela fait deux ans que des stocks d’eaux faiblement contaminées sont relâchées dans le Pacifique, avec l’approbation de l’Agence internationale l’énergie atomique (AIEA).

Le traitement des eaux contaminées de Fukushima est une gageure. Car les volumes à traiter sont immenses. Ces eaux proviennent en partie des infiltrations dans la centrale issues des pluies ou de la nappe phréatique, et qui entrent en contact avec des matériaux radioactifs. S’y ajoutent les eaux nécessaires, encore aujourd’hui, à refroidir le cœur fondu des réacteurs. Ces eaux doivent être collectées et stockées.

Le gouvernement japonais a pris des mesures pour limiter la quantité d’eau concernée, par exemple un « mur » de sol gelé, un pompage de la nappe phréatique. De plus, la chaleur résiduelle du combustible a considérablement diminué. Il n’en reste pas moins que les volumes concernés sont importants : plus d’un million de mètres cubes, stockés dans un millier de cuves construites sur le site.

Le problème du tritium

Ce stockage massif n’est pas pérenne, et les eaux contaminées doivent trouver un exutoire. Le Japon a ainsi construit d’importantes installations dont l’objectif est de les décontaminer en cascade. Un premier étage, constitué des deux systèmes KURION et SARRY, filtrent le césium et le strontium. Un deuxième étage, appelé ALPS (Advanced Liquid Processing System), filtre ensuite 62 autres substances radioactives. Après filtration, la concentration de ces radionucléides est très significativement réduite. Mais il en reste un en particulier : le tritium.

Le tritium est un isotope de l’hydrogène : son noyau contient un proton et deux neutrons. Et c’est un problème de taille : chimiquement, il a le même comportement que l’hydrogène. Il se lie ainsi facilement à l’oxygène pour former de l’eau. Et il est particulièrement difficile de séparer de l’eau « normale » (avec de l’hydrogène) de l’eau constituée de tritium (eau « tritiée »).

Le Japon opte pour la dilution

Aujourd’hui, la plupart des eaux ont été traitées. À l’issue de ce processus, il reste donc un très large volume d’eau très faiblement radioactive, mais contenant toujours du tritium. Sa période radioactive est d’environ 12 ans, ce qui implique que la radioactivité baisse lentement. Le Japon a décidé de diluer cette eau dans l’océan Pacifique. Et cette option a été validée par l’AIEA. L’eau tritiée, en effet, est considérée comme peu dangereuse. En premier lieu, elle ne s’accumule pas dans la chaîne alimentaire. De plus, sa radioactivité est faible, inférieure à 1500 Bq/L (Becquerel par litre), et donc très faible par rapport aux normes de l’OMS, à savoir 10 000 Bq/L.

Le Japon a commencé ses opérations de dilution en 2023. Ces rejets ont rencontré de fortes oppositions internationales. En particulier, la Chine a imposé des restrictions sévères sur l’importation depuis le Japon de produits de la mer dès les premières opérations 2023. Ces mesures ont été partiellement levées depuis, et notamment depuis juin 2025, du fait de l’absence d’anomalies sur ces produits en dépit de contrôles sévères. Les importations depuis les 10 préfectures les plus proches de Fukushima restent toutefois interdites.

Pour aller plus loin, le rapport de l’AIEA est disponible en source ouverte.

L’article Fukushima : malgré la vidange d’eau contaminée dans l’océan, les fruits de mer japonais restent conformes est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

La capture directe du CO₂ est un procédé difficile à mettre en œuvre. Il nécessite des machines complexes et énergivores, qui rendent le procédé peu efficace et coûteux. Mais cette équipe coréenne a trouvé une solution. Basée sur l’électricité, cette solution ne nécessite une tension d’alimentation de pas plus de 3 volts.

Les procédés de capture utilisent un matériau actif, sous la forme d’un solvant liquide ou d’un adsorbant solide, dont la fonction est d’extraire sélectivement le CO₂ des autres composants de l’air. Le CO₂ doit ensuite être à nouveau séparé. Cette dernière étape est appelée régénération, et elle permet de recycler le matériau actif, et de la rendre disponible pour un nouveau cycle. Le CO₂ est quant à lui stocké ou réutilisé (par exemple, pour produire des carburants de synthèse), et éventuellement transporté entre ces différentes sites.

L’étape de régénération implique en général un chauffage, éventuellement accompagné de variations de pression, qui permet de briser les liaisons chimiques entre le matériau actif et le CO₂. Cela peut passer par l’utilisation d’un flux de vapeur à 100 °C, par exemple. Problème : cette étape est énergivore. Ainsi, les procédés aujourd’hui envisagés pour la capture directe impliquent une grande dépense d’énergie, des coûts élevés, ainsi qu’une certaine complexité opérationnelle.

Un tissu de fibres d’argent

Mais des chercheurs du KAIST (Korea Advanced Institute of Science & Technology) ont démontré la viabilité d’une solution originale. C’est ce que nous démontre un article scientifique publié en août 2025, et dont le premier auteur est Young Hee Lee, un jeune doctorant qui travaille actuellement au MIT. Les chercheurs nous indiquent avoir produit du CO₂ à 95 % de pureté à partir de l’air. En consommant 20 % d’énergie en moins. Et plus incroyable encore : en utilisant uniquement de l’électricité – donc sans utiliser de vapeur.

Comment s’y sont-ils pris ? Les chercheurs ont conçu un matériau composite constitué de nanofils d’argent et de nanoparticules, formant des couches de 3 µm (microns) d’épaisseur. Cela conduit à un matériau actif présentant une très grande surface de contact avec l’air. Mieux : il est conducteur électrique. Cela a permis aux chercheurs de chauffer le matériau par simple effet Joule, et avec une tension très faible, de l’ordre de 3 V. Le chauffage étant ainsi localisé précisément là où il est nécessaire, l’invention permet ainsi de diminuer nettement la consommation énergétique.

Pouvoir utiliser l’électricité, c’est d’un grand intérêt : non seulement le système est beaucoup plus simple à mettre en œuvre, mais il est de plus directement compatible avec des sources d’électricité renouvelables, notamment les panneaux photovoltaïques. De quoi retirer le CO₂ de l’air à moindre coût, donc, voire de l’utiliser ensuite pour produire des carburants synthétiques. L’article scientifique est disponible en source ouverte. Les travaux de recherche ont par ailleurs conduit à la publication d’un brevet.

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Travailler dans l’énergie peut mener à tout. Et même à un litige avec une célèbre franchise de DC Comics. Cet entrepreneur, inventeur d’un système de diagnostic de batteries, en fera la difficile expérience. À l’issue de la bataille juridique, il devra faire quelques concessions. Mais parviendra à conserver le nom de sa société.

C’est l’histoire d’une start-up bretonne. Son concept : un système de sécurisation des batteries. Appelé le « Capt », c’est un petit module conçu pour surveiller les paramètres de ces dernières. Équipé d’une interface wifi et bluetooth, il mesure l’état de charge, l’état de santé, la stabilité et l’état de dégradation des batteries ; si une anomalie est détectée, le Capt donne l’alerte, à l’aide d’une sirène et d’un flash LED. Avec pour objectif final de garantir la sécurité des personnes et des biens, et ce aussi bien pour des batteries stockées, que les batteries transportées ou celles, en fin de vie, à retraiter.

Problème : le nom de la société. Pour créer ce nom, le fondateur de la start-up a contracté l’expression « gérer les Batteries haute-tension en Captant les données », soit BatCapt. Un nom court, percutant, indéniablement, mais qui n’est pas sans rappeler une certaine franchise américaine. Une franchise qui de son côté fait la part belle aux Batmobile, Batphone et autre Batcave. Tous outils au service de l’ultra-célèbre superhéros de DC Comics : Batman.

Batman lance ses avocats sur la startup bretonne

DC Comics y a vu une menace vis-à-vis de sa propriété intellectuelle. Par l’entreprise d’un cabinet de conseil spécialisé, elle attaque la startup le 29 octobre 2024, par un courrier qui la somme de modifier sa communication. Cette procédure bloque alors le dépôt du nom auprès de l’Institution national de la propriété intellectuelle (INPI).

Batcapt fait alors appel à différentes structures publiques qui aident les créateurs d’entreprise : le hub d’innovation The Future is Neutral, Schoolab, la French Tech Rennes, et sollicite conseil auprès de l’INPI. Tout ce parcours a réservé son lot de péripétie, et notamment un premier expert qui… travaille également pour le cabinet de conseil qui a initié la procédure ! La startup s’est également trouvée mise sous pression par des délais très courts, et qui n’étaient pas justifiés.

Un compromis trouvé

S’ensuit une longue négociation. D’après les experts, certaines revendications de DC Comics n’étaient pas tout à fait infondées : un premier logo surmonté de deux oreilles en pointe noires qui n’étaient pas sans évoquer un certain superhéros, ou une couverture peut être un peu trop large du dépôt de nom en termes de marchés protégés. Batcapt fait plusieurs concessions, dont un changement de logo. Mais ce faisant, elle parvient malgré tout à conserver son nom ! Concessions que DC Comics entérinera finalement, en acceptant de retirer son opposition au dépôt du nom.

Sur son site internet, Batcapt relate l’ensemble de la procédure avec une grande transparence. Une lecture instructive, sans nul doute, pour tout apprenti créateur d’entreprise.

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Tesla publie régulièrement son Master Plan, qui propose une synthèse de ses ambitions. L’entreprise américaine vient de publier la quatrième version de ce document. Et le moins que l’on puisse dire, c’est qu’elle propose une vision décoiffante de l’avenir.

Automobile Propre, un des trois médias du groupe Brakson (notre éditeur), avait publié une rétrospective complète des deux premiers Master Plan de Tesla. En 2023, nous avions couvert la publication du troisième, lequel était particulièrement copieux, et adressait l’électrification de la production énergétique mondiale. Ce premier septembre, c’est la quatrième version qui est publiée.

Le Master Plan IV, comme l’appelle Tesla, est nettement moins détaillé que le troisième opus. Il présente néanmoins une vision d’une ambition incroyable – voire folle. Rappelons en effet que Tesla a commencé tout petit, avec un produit de niche : un petit véhicule électrique, le Tesla Roadster, commercialisé en 2008 et qui se voulait iconique. Un exemplaire avait même été envoyé vers Mars comme charge utile factice du vol d’essai de la fusée Falcon Heavy, le 6 février 2018.

L’automatisation et l’IA au cœur du nouveau plan

Pour comprendre le plan proposé par Tesla, rappelons les briques que l’entreprise a réussi à réunir au cours des deux dernières décennies. Tout d’abord, des compétences en fabrication de véhicules électrique. Ces dernières ont rendu nécessaire de développer d’importantes compétences en automatisation et en intelligence artificielle (IA) – cette dernière est par ailleurs l’outil fondamental du système de pilotage automatique de la marque (Autopilot). En capitalisant sur ces compétences, l’entreprise projette de commercialiser Optimus, son robot humanoïde à tout faire, et vise 2026 si l’on en croit les annonces d’Elon Musk. Enfin, Tesla produit des systèmes énergétiques, comme les toits solaires et des batteries de stockage (Powerwall, Megapack).

Dans son Master Plan IV, Tesla envisage de combiner toutes ces briques pour concevoir un système totalement intégré, mêlant véhicules électriques, production et gestion d’énergie, ainsi que robots humanoïdes industriels, voire domestiques. Le tout orchestré par des systèmes d’IA. Selon Tesla, le robot Optimus est au cœur du système, à deux titres : en premier lieu, il permettra de construire des systèmes énergétiques et de transport en masse et à faible coût. En deuxième lieu, il débarrassera les humains des tâches répétitives et ennuyeuses. Nous permettant ainsi de nous concentrer sur les activités créatives.

C’est la perspective de cette libération complète de la créativité humaine qui permet à Tesla d’affirmer qu’une croissance infinie est possible. L’entreprise déclare ainsi vouloir relever le gant d’inventer « l’abondance durable » (sustainable aboundance). Rien de moins ! De cette vision plutôt grandiose, reste à voir ce qui sera réellement réalisé – mais Tesla et son patron, Elon Musk, ont régulièrement réussi à battre ceux qui prophétisaient leur échec.

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Lorsque Jules Verne publie Robur-le-Conquérant en 1886, il imagine un engin tout à fait particulier. Une sorte d’improbable voilier des airs, dont les mâts ne sont pas équipés d’ailes, mais d’une multitude d’hélices. L’Albatros, c’est le nom de l’engin, est un appareil plus lourd que l’air et électrique. Un concept pour le moins spéculatif pour l’époque ; mais dont la ressemblance est frappante avec les drones d’aujourd’hui. Et qui nous montre tous les enjeux de leur source d’énergie.

À la fin du XIXᵉ siècle, la technologie aérienne se cantonne aux plus légers que l’air, ces aéronefs conçus autour d’une gigantesque enveloppe emplie d’air chaud, d’hydrogène ou, plus tard, d’hélium. Les développements d’alors enchaînent des records en la matière, une créativité qui préfigure l’ère du ballon et du dirigeable du début du XXᵉ.

Les plus lourds que l’air ne décolleront qu’un peu plus tard, au travers des exploits de Clément Ader (1897), des frères Wright (1903) ou de Louis Blériot (1909). Mais il s’agit encore d’appareils dotés d’une voilure fixe, c’est-à-dire d’ailes. Il faudra attendre 1935 pour que Louis Charles Breguet et René Dorand mettent au point le premier hélicoptère – donc à voilure tournante – opérationnel. C’est dire à quel point la vision de Jules Verne était saisissante : elle avait près de cinquante ans d’avance !

Jules Verne a perçu tout le potentiel de l’électricité

Cette vision est d’autant plus impressionnante lorsqu’on la met en perspective avec les développements très récents des taxis aériens électriques. Prenons un exemple, celui de Volocopter, une start-up allemande. Elle a développé Volocity, un petit taxi aérien électrique prévu pour un passager. Celui-ci est soutenu par pas moins de 18 hélices. C’est très proche de la vision de Jules Verne dont l’Albatros était doté de 74 hélices de sustentation. Jules Verne aurait-il donc anticipé non seulement l’avion, l’hélicoptère, mais aussi les hélicoptères électriques dotés d’un grand nombre de rotors ?

Car les point communs ne s’arrêtent pas là. Pour fournir de l’énergie à son appareil, Verne imagine une source d’alimentation électrique ; citons son texte : « Ce n’est ni à la vapeur d’eau ou autres liquides, ni à l’air comprimé ou autres gaz élastiques, ni aux mélanges explosifs susceptibles de produire une action mécanique, que Robur a demandé la puissance nécessaire à soutenir et à mouvoir son appareil. C’est à l’électricité, à cet agent qui sera, un jour, l’âme du monde industriel. D’ailleurs, nulle machine électromotrice pour le produire. Rien que des piles et des accumulateurs. Seulement, quels sont les éléments qui entrent dans la composition de ces piles, quels acides les mettent en activité ? C’est le secret de Robur. »

La comparaison entre le roman de Jules Verne et les drones taxis s’arrête là, toutefois. Car l’Albatros était capable d’une autonomie incroyable. Les protagonistes réalisent en effet un tour du monde, au-dessus de l’Amérique, de l’Europe, de l’Afrique et de l’Asie, emportés par une tempête, ils longent l’Antarctique, et ce avant le dramatique accident final. Et ceci sans faire de pause, sans se poser, pendant plusieurs mois. Et donc sans faire de plein d’énergie, lequel était prévu à l’issue du voyage jusqu’à l’île X, la base secrète de Robur.

La dure réalité de l’autonomie des aéronefs électriques

Nous sommes donc bien loin de l’autonomie des drones ou des taxis volants actuels. Le Volocity, par exemple, alimenté par une batterie li-ion, devait avoir une portée de 30 km. Jules Verne aurait-il surestimé la capacité réelle des batteries électriques ? C’est tout à fait probable.

Dans Vingt Mille Lieues sous les mers, il imagine le Nautilus, un sous-marin géant conçu par le capitaine Nemo, capable de parcourir sans s’arrêter toutes les mers du globe. Et, comme pour l’Albatros, c’est la fée électricité qui est mise à l’ouvrage : « Il est un agent puissant, obéissant, rapide, facile, qui se plie à tous les usages et qui règne en maître à mon bord. Tout se fait par lui. Il m’éclaire, il m’échauffe, il est l’âme de mes appareils mécaniques. Cet agent, c’est l’électricité.
– L’électricité ! m’écriai-je assez surpris.
– Oui, monsieur.
– Cependant, capitaine, vous possédez une extrême rapidité de mouvement qui s’accorde mal avec le pouvoir de l’électricité. Jusqu’ici, sa puissance dynamique est restée très restreinte et n’a pu produire que de petites forces !
– Monsieur le professeur, répondit le capitaine Nemo, mon électricité n’est pas celle de tout le monde. »

Jules Verne anticipait donc bien que l’électricité montrerait ses limites pour des voyages de plusieurs mois. Aujourd’hui, on aurait bien de la peine à imaginer une autre source d’énergie qu’un réacteur nucléaire pour assurer une telle autonomie, tout comme cela se fait dans les sous-marins nucléaires. Et tout comme cela a aussi été envisagé par les États-Unis pour des bombardiers. En effet, au cours du programme Aircraft Nuclear Propulsion, les premiers prototypes de turboréacteurs alimentés en énergie par des réacteurs nucléaires ont été conçus.

L’énergie nucléaire n’était bien sûr pas encore connue à l’époque de Jules Verne. Mais sa vision n’en reste pas moins saisissante. Dans le contexte contemporain d’une transition énergétique qui fait la part belle à l’électrification, ce texte, écrit il y a cent quarante ans, laisse tout à fait songeur.

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La Suède ne possède pas de grands gisements d’hydrocarbures, au contraire de sa voisine la Norvège qui bénéficie des immenses champs de la mer du Nord. En revanche, elle dispose d’uranium. Et l’État suédois compte aujourd’hui sur cette ressource pour alimenter la transition énergétique.

En juin dernier, la société minière Aura Energy et la société publique Neu Horizon Uranium, toutes deux australiennes, ont décidé de coopérer pour investir dans la production d’uranium en Suède. Aura Energy détient le projet de mine de Häggån, au centre du pays, un gisement qui contiendrait de l’ordre de trois cent mille tonnes d’uranium. Dans le même temps, Aura Energy a également acquis une participation symbolique dans Neu Horizon Uranium, laquelle détient un portefeuille important de projets uranifères en Suède (Vilhelmina, Ravenberget et Gillberget).

Une ambition pour le moins risquée, car le rapport de la Suède au nucléaire reste très complexe. Il faut savoir que l’exploration et l’extraction de l’uranium ont été interdites par le Parlement en mai 2018. Si, le pays dispose aujourd’hui de six réacteurs nucléaires opérationnels dans trois centrales (Forsmark, Oskarshamn et Ringhals), lesquels produisent de l’ordre de 30 % de son électricité, quatre autres réacteurs ont été arrêtés. Un référendum dans les années 1980 avait conduit à fixer à 10 le nombre maximal de réacteurs autorisés.

La Suède veut pouvoir compter sur ses importantes ressources

Depuis 2022, la Suède a toutefois annoncé vouloir relancer son programme nucléaire. En novembre 2023, le seuil portant sur le nombre de réacteurs est levé par le Parlement. En février 2024, la ministre du Climat et de l’environnement, Romina Pourmokhtari, annonce une enquête publique sur ce sujet des mines d’uranium, laquelle recommande ensuite en décembre de lever l’interdiction spécifique portant sur l’uranium. Le gouvernement a ensuite annoncé son intention que l’uranium soit considéré, en terme de réglementation, au même titre que les autres minéraux.

Le projet de Häggån serait l’un des plus grands gisements inexploités au monde. Et il n’est pas le seul en Suède. Un autre gisement, celui de Viken, est annoncé quant à lui comme le plus grand. Il contiendrait plus de quatre cent mille tonnes d’uranium. Ce type de gisements, appelé les schistes noirs polymétalliques, contiendraient en outre de nombreux minéraux importants, notamment pour la transition énergétique, comme le vanadium, le nickel, le zinc, le molybdène, ou encore le potassium.

Leur teneur en uranium reste toutefois faible, de l’ordre de 150 à 200 ppm (parties par millions, un dix-millième de pourcent), laissant penser que leur rentabilité sera faible, et que des quantités massives de matériaux devront être déplacées et traitées.

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L’installation de nouvelles capacités de stockage d’énergie par batteries atteint aujourd’hui son rythme de croisière. Et le résultat est proprement impressionnant. Au niveau mondial, en effet, il faut dorénavant parler en gigawatts ajoutés chaque mois. Et, cumulées, les batteries pourraient bientôt détrôner les stations de pompage-turbinage (STEP).

Les BESS (Battery energy storage systems, systèmes de stockage d’énergie par batterie en français) équipent de plus en plus de réseaux électriques, et ce, avec une capacité sans cesse croissante. Si initialement, le marché des batteries était principalement tiré par les applications liées à la mobilité (véhicules électriques), le stockage stationnaire a pris aujourd’hui son propre essor.

Selon la base de données de la société Rho Motions, ce sont 108 projets qui ont été mis en service en juillet 2025 de par le monde. Cela représente, cumulé, une capacité supplémentaire de 17,6 GWh pour une puissance de 6,3 GW. L’ensemble des projets raccordés au réseau pour l’année 2025 jusqu’à ce jour représente un ajout d’une capacité de 107 GWh et une puissance de 39 GW.

Ces tendances sont révélatrices d’une croissance impressionnante, et c’est la Chine qui mène la danse. Elle a installé en juillet de l’ordre de 75 % des batteries stationnaires. Comparé à cela, l’Europe fait pâle figure, avec, selon les mois, une part comprise entre 5 et 20 % environ. L’Amérique du Nord, quant à elle, nous devance et installe, certains mois, jusqu’à 40 % de la capacité mondiale.

Parts des nouvelles installations de batteries dans le monde en 2025 / Image : Rho Motion

Batteries et pompage-turbinage au coude à coude

Lorsque l’on considère la capacité totale installée dans le monde, il en sort un constat étonnant.  Toujours d’après la recension de Rho Motion, la capacité totale installée des BESS en juillet 2025 montre des valeurs qu’il aurait été difficile de tenir pour vraies il y a quelques années : une capacité totale de 442 GWh et une puissance de 184 GW.

Ces chiffres peuvent être comparés à ceux fournis par l’International hydropower association (IHA). Dans son rapport « Hydropower Outlook » (accessible en source ouverte), l’association nous donne la puissance totale des STEP (Station de transfert d’énergie par pompage) au niveau mondial : 189 GW. Autrement dit, en termes de puissance, les batteries sont sur le point de dépasser le pompage-turbinage. Un fait significatif sur le renversement du paysage énergétique – même s’il est vraisemblable qu’en termes de capacité de stockage d’énergie, les STEP aient encore une longueur d’avance. Mais pour combien de temps ?

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L’incroyable essor de la production de batteries va se heurter prochainement à un mur. En effet, la croissance des capacités de production excède d’ores et déjà les besoins. Et cela conduit à prévoir une crise de surproduction. Décryptons comment se prépare cette crise à venir.

Le matériel utilisé par la transition énergétique est aujourd’hui majoritairement produit en Chine. « L’usine du monde » a en effet parié de longue date sur ces nouveaux marchés pour accélérer son colossal élan industriel. Et cela concerne en particulier les batteries, utilisées notamment pour les véhicules électriques, mais également pour le stockage stationnaire, c’est-à-dire les mégabatteries utilisées pour stabiliser le réseau électrique vis-à-vis des sources électriques intermittentes.

Capacités de production et demande pour les batteries li-ion au niveau mondial / Image : BloombergNEF

Les spécialistes de BloombergNEF comptabilisent ainsi, pour la Chine, une capacité de production de batteries lithium-ion de l’ordre de 1 TWh (térawattheures, soit un milliard de kilowattheures) en 2023. Et une capacité annoncée en 2025 de l’ordre de 6 TWh. Pas moins ! Problème : la demande mondiale de batteries était légèrement inférieure à 1 TWh en 2023. Et serait de l’ordre de 1,6 TWh à fin 2025.

L’enjeu stratégique de la production de batteries

Il existe ainsi une très importante différence entre l’offre et la demande. Et cette différence ne cessera de s’amplifier dans les années qui viennent. En effet, si la Chine a parié très tôt sur la production de masse de batteries li-ion, les autres pays du monde projettent de rattraper leur retard par la mise en place de politiques volontaristes. En effet, l’infrastructure énergétique a toujours été considérée par les États comme un enjeu stratégique, pour lequel il est nécessaire de disposer d’une capacité de production locale.

Ainsi, les États-Unis, le Canada et l’Europe projettent de disposer à l’avenir de capacités de production considérables. Et le cumul des capacités annoncées à ce jour est dantesque, de l’ordre de 2 TWh, soit déjà supérieur à leur propre marché intérieur. À ceci s’ajoutent d’autres pays qui se lancent eux-mêmes dans cette course, notamment l’Inde.

La guerre des prix fait rage

Une surproduction globale, cela implique que les usines fonctionneront moins que leur capacité nominale. Or, pour qu’une usine amortisse son investissement, il est nécessaire qu’elle tourne autant que possible. En conséquence, il faut vendre, et moins cher que le concurrent, c’est-à-dire se lancer une guerre des prix. Qui conduira inévitablement à la baisse de ces derniers.

Bien sûr, le lien de cause à effet n’est pas aussi simplement direct, car chaque application a besoin de batteries spécifiques, pour lesquelles la concurrence peut être plus ou moins sévère dans son segment de marché. Toutefois, en pratique, c’est bien une baisse constante du prix des batteries Li-ion que nous pouvons observer.

Prix moyen des batteries li-ion en fonction de l’application / Image : BloombergNEF

BloombergNEF fournit là aussi des données éclairantes. Ils montrent que le prix des batteries Li-ion n’a cessé de diminuer et atteint à fin 2023 un prix inférieur à 200 $/kWh, et ceci pour toutes les applications : véhicules électriques individuels, bus et camions, ou encore stockage stationnaire. Le fabricant de batteries chinois CATL annonce même être capable de produire des batteries pour moins de 60 $/kWh pour la fin de l’année. Assurément, des prix inimaginables il y a quelques années !

Cette guerre des prix est une bonne nouvelle pour les clients, qui peuvent ainsi acheter des batteries moins chères. Cela permet également d’améliorer la faisabilité de projets de stockage de masse d’électricité. Mais cette situation conduit aussi à prévoir de graves difficultés pour certains fabricants de batteries qui devront survivre à cette forte concurrence. Des usines vont certainement fermer, d’autres seront consolidées au sein de plus grands groupes industriels. Et le tout sera rendu plus complexe encore à analyser et à prédire du fait des politiques de souveraineté énergétique mise en œuvre par les différents États de par le monde.

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Les installations photovoltaïques domestiques seront très bientôt soumises à de nouvelles normes obligatoires, dont la bonne exécution est contrôlée par le Consuel. Ces changements sont introduits par les nouveaux usages, de plus en plus portés par l’autoconsommation solaire. Le calendrier est désormais fixé, et imposera dans certains cas des démarches supplémentaires pour la certification d’une installation.

Le Comité national pour la sécurité des usagers de l’électricité (Consuel) est une association reconnue d’utilité publique destinée à garantir la conformité des installations électriques en France. Lors de l’installation d’une centrale photovoltaïque, il est chargé de s’assurer, par le respect de normes, de la protection des utilisateurs et du réseau public d’électricité. À l’exception de certains cas spécifiques, l’attestation du Consuel est obligatoire pour mettre en service l’installation.

Parmi les étapes de la démarche de certification par le Consuel, un dossier technique dit « SC 144 » doit être constitué. Ce dossier permet de décrire l’installation, ses caractéristiques, les spécifications de l’onduleur (et notamment ses certifications) ainsi que le schéma de raccordement électrique. Les exigences du Consuel sont bien sûr adaptées à la réglementation et aux normes en vigueur. Parmi elles, la norme NF C 15-100 est fondamentale. Intitulée « Installations électriques à basse tension », elle est disponible sur le site de l’AFNOR, hélas à un prix absolument délirant.

Des changements principalement motivés par l’autoconsommation

Les normes doivent s’adapter aux évolutions des usages. Or, ces usages ont beaucoup changé au cours des années. Initialement, les centrales photovoltaïques domestiques étaient raccordées avec pour finalité la vente de la totalité de la production électrique. Elles étaient donc conçues avec un point de livraison (PRM) dédié, indépendant de l’installation de consommation du foyer. La baisse de la rémunération de la vente d’électricité photovoltaïque, ainsi que la recherche d’une certaine autonomie énergétique, ont de plus en plus conduit les ménages à opter pour l’autoconsommation et la vente du surplus uniquement, voire l’autoconsommation totale, sans aucun contrat d’injection.

Cela implique que les centrales photovoltaïques sont de plus en plus intégrées dans le réseau électrique existant du foyer. Or, toutes les installations domestiques ne sont pas toujours conçues pour supporter l’ajout d’une source de production électrique ; elles doivent gérer une intensité supplémentaire, et ce, en toute sécurité. Pour le garantir, la norme NF C 15-100 a dû évoluer. Et il en découle que les vérifications du Consuel ont elles-mêmes dû évoluer.

Un calendrier qui dépend de la méthode de protection de l’installation

La norme a défini quatre grandes familles d’installations. Les deux premières d’entre elles (cas 1 et 2) correspondent à une installation dans laquelle un dispositif de protection est interposé entre la centrale photovoltaïque et l’installation de consommation. Ce schéma est d’ores-et-déjà conforme à la norme NF C 15-100.

Pour les autres cas, des démarches supplémentaires sont rendues obligatoires. Le cas 3 concerne un raccordement en amont de l’installation de consommation, mais sans dispositif de protection supplémentaire ; dans ce cas, des vérifications sont nécessaires pour s’assurer que le réseau de consommation, et notamment le tableau électrique, peuvent supporter la surintensité liée à la présence de la centrale photovoltaïque. Le cas 4, quant à lui, concerne tous les autres cas de raccordement et exige la fourniture d’un dossier technique supplémentaire (appelé SC 144E).

La norme a été mise à jour en août 2024. À partir du 1^er septembre, le Consuel commencera à mettre en œuvre les changements requis par la norme. Une période de transition est instituée jusqu’au 31 mai 2026 ; au cours de cette période, les anciennes versions des dossiers techniques peuvent être utilisées pour les cas 3 et 4, à condition qu’ils soient accompagnés du dossier technique SC 144E. À partir du 1er juin 2026, seules les nouvelles versions des dossiers techniques seront acceptées par le Consuel.

Ces aspects sont fournis en détails par le Consuel sur son site, notamment en ce qui concerne les différents dossiers techniques, ainsi que les évolutions relatives à la mise à jour de la norme NF C 15-100.

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C’est une expérience qui était jugée impossible depuis plus de quatre-vingt ans. Mais des chercheurs du Department of Energy américain y seraient parvenus. En propulsant des atomes d’or presque à la vitesse de la lumière, ils auraient produit de la matière à partir de rien, ou presque : de simples photons, c’est-à-dire des particules de lumière.

E = mc² est sans doute l’équation la plus emblématique de la physique moderne. Découverte par Albert Einstein en 1905, elle établit l’équivalence entre la masse et l’énergie. Produire de l’énergie à partir de la masse, on sait faire : c’est le principe de fonctionnement du Soleil et des réacteurs nucléaires. Mais produire de la masse à partir d’énergie sous la forme d’un pur rayonnement électromagnétique, c’était encore hors de portée.

Pire, il était jugé impossible d’y parvenir. Gregory Breit et John A. Wheeler avaient décrit en 1934 le principe théorique d’une expérience, où l’interaction entre deux photons gamma était susceptible de produire d’une part un électron, et d’autre part sa particule d’antimatière opposée, le positron. Les deux chercheurs avaient alors estimé qu’il était peu probable que ce phénomène, appelé depuis lors procédé Breit-Wheeler, soit confirmé par une expérience.

Détail du phénomène de création de matière à partir de lumière / Image : Brookhaven National Laboratory.

Des particules filant à presque la vitesse de la lumière

Mais des chercheurs du Brookhaven National Laboratory semblent avoir relevé le gant. Pour ce faire, ils ont utilisé le Relativistic Heavey Ion Collider (RHIC), un large accélérateur de particules d’une circonférence de près de quatre kilomètres situé à proximité de New York. Ils y ont accéléré dans deux directions opposées deux faisceaux d’ions d’atomes d’or, qui ont été portés à près de 99,995 % de la vitesse de la lumière. À ces vitesses, se forme de puissants champs électromagnétiques autour des noyaux d’or, qui sont alors environnés comme par un nuage de photons.

Lorsque les ions des deux faisceaux se croisent de manière rasante, ces nuages de photons peuvent interagir. Et produire alors les paires d’électrons et de positron recherchées. Qui ont ensuite été détectées par un détecteur spécifique, appelé STAR, démontrant la validité de la théorie. Ce serait ainsi plus de 6 000 paires de particules qui auraient été produites à partir de seule énergie.

On devine toutefois que ce n’est pas demain qu’on imprimera des objets à la maison à partir d’une simple prise électrique.

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Produire de l’électricité avec la lumière du soleil, c’est le principe bien connu de l’effet photovoltaïque ; c’est le phénomène à l’œuvre dans les panneaux que nous installons sur nos toits. Mais il existe une autre manière de procéder : l’effet thermoélectrique. Et une nanotechnologie vient tout juste d’être mise au point pour en démultiplier le rendement.

Utiliser la lumière du soleil pour chauffer une face d’un semi-conducteur tout en conservant froide l’autre face, et utiliser cette différence de chaleur pour produire de l’électricité : c’est le principe des STEG (Solar thermoelectric generators, soit générateurs solaires thermoélectriques). Ces dispositifs utilisent un effet physique appelé l’effet Seebeck – le phénomène inverse à celui qui permet aux modules Peltier de réguler une température.

Problème : les modules thermoélectriques ont souvent un rendement très faible : moins de 1 % de l’énergie solaire incidente est convertie en électricité ; c’est peu, comparé aux cellules photovoltaïques qui dépassent 20 % de rendement. Mais des chercheurs de l’Institute of Optics de l’University of Rocherster ont trouvé une solution pour améliorer significativement le rendement.

Un cocktail de solutions intelligentes pour un effet démultiplié

L’étude de Tianshu Xu a conçu un système très spécial autour du semi-conducteur. Du côté chaud du module thermoélectrique, ils ont transformé une plaque de tungstène en ce qu’ils appellent un « black metal » (« métal noir »). Pour ce faire, ils ont utilisé un laser pulsé femtoseconde (impulsions ultra-courtes d’un millionième de milliardième de seconde) pour graver la surface du métal à l’échelle du nanomètre (un milliardième de mètre). Ce faisant, ils ont modifié ses propriétés optiques : le métal absorbe mieux la lumière dans le domaine des longueurs d’onde du rayonnement solaire, tout en réduisant la dissipation de chaleur dans les autres longueurs d’onde.

Ils ont combiné cette innovation avec deux autres nouveautés. En premier lieu, ils couvrent la plaque de tungstène d’une pièce de plastique, destinée à limiter les pertes thermiques par convection, au même titre qu’une serre. En deuxième lieu, du côté froid, ils ont à nouveau utilisé un laser femtoseconde pour graver des stries microscopiques dans la plaque d’aluminium ; ces dernières amplifient le rayonnement et la convection, et donc le refroidissement.

Utile pour des capteurs autonomes et objets connectés

Toutes ces techniques visent à maximiser la différence de température entre le côté chaud et le côté froid. Et par là-même le rendement du module thermoélectrique. Et cela fonctionne : l’équipe annonce une multiplication par 15 du rendement du STE – de quoi s’approcher, donc, de celui des panneaux photovoltaïques.

Les chercheurs envisagent des applications pour des capteurs autonomes météorologiques ou agricoles, ou encore les objets connectés. Ils peuvent même être combinés à des panneaux photovoltaïques pour former des systèmes hybrides dont le rendement et la puissance seront encore maximisés. L’étude de Xu et collègues est disponible en source ouverte.

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Depuis vingt ans, la France était en contentieux avec la Commission européenne concernant les concessions des barrages hydroélectriques français, majoritairement détenues par EDF. Il semble que le gouvernement Bayrou soit parvenu à un accord. Et que EDF en soit plutôt satisfait.

L’intégration progressive des marchés au sein de l’Union européenne impose un certain nombre de conditions, dont certaines ne sont pas compatibles avec le fonctionnement historique des marchés nationaux. L’un d’eux s’est avéré particulièrement épineux pour la France : les concessions des barrages hydroélectriques.

Les traités européens ont été conçus de façon à promouvoir la concurrence sur les marchés publics, ainsi que le démantèlement des positions jugées dominantes. Cela concerne notamment les infrastructures de production d’énergie. En France, les barrages font l’objet de concessions qui ont été accordées pour des durées de 75 ans à l’issue des nationalisations qui ont suivi la Seconde Guerre mondiale. Ces concessions sont majoritairement détenues par EDF, pour plus de 70 % de la puissance installée – le reste étant détenu notamment par la Compagnie nationale du Rhône ou la Société hydroélectrique du Midi.

Une longue bataille juridique

Cette contradiction entre règles de l’Union européenne et régime historique français ont conduit à une longue procédure de contentieux. Cette dernière a débuté en 2005, par l’ouverture d’une procédure d’infraction par la Commission européenne. En effet, d’une part, EDF a perdu son statut d’établissement public en 2004, et, d’autre part, certaines concessions d’EDF arrivaient à leur terme sans pour autant être mises en concurrence.

EDF défendait le fait que la continuité d’exploitation des ouvrages était nécessaire au regard des enjeux de sécurité, de gestion de l’eau, de l’emploi et de l’environnement. La position d’EDF, soutenue plus ou moins ouvertement par les gouvernements français successifs, se plaçait ainsi dans la continuité de la mission de service public qui lui était dévolue depuis l’origine.

Il s’en est suivi un long bras de fer, marqué notamment par des mises en demeure officielles de la Commission Européenne. Une sorte de feuilleton à épisode, qui a régulièrement agité l’actualité. Avec cependant un résultat particulièrement délétère pour notre infrastructure énergétique : un blocage des investissements, au sujet de capacités nouvelles ou de nécessaires modernisation.

Un accord aurait été trouvé – pour combien de temps ?

Le gouvernement Bayrou a indiqué le 28 aout avoir obtenu cet été un compromis avec la Commission Européenne. Cet accord porte sur deux points. En premier lieu, le régime de concession serait remplacé par un régime d’autorisation, concernant les concessions qui arrivent à échéance – un changement qui reste toutefois encore assez flou dans ses modalités pratiques. En deuxième lieu, de façon à réduire la position dominante d’EDF, ce sont six gigawatts (GW) de capacité hydroélectrique dont la production serait mise aux enchères, sous le contrôle de la Commission de régulation de l’énergie (CRE).

Cela ressemble beaucoup au système ARENH qui avait été mis en place, pour des raisons similaires, pour le parc nucléaire français. Mais le gouvernement s’en défend, par les mots de Philippe Bolo (député Les Démocrates) : « Il ne s’agira pas pour autant d’un Arenh hydro », cité par Les Echos. Les modalités de cette mise aux enchères de production restant encore à définir, on imagine que les détails auront leur importance.

Certains n’hésiteront pas à dénoncer cet accord comme une ingérence supplémentaire portant sur des infrastructures critiques pour notre souveraineté énergétique. Le gouvernement, pour sa part, se félicite de ce résultat, dans son communiqué de presse du jeudi 28 août. Toujours d’après Les Échos, EDF s’en réjouit également, et annonce être en mesure de débloquer des investissements dans de nouvelles capacités, et notamment en créant des STEP. Reste à savoir si cet accord survivra aux actuelles turbulences politiques.

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La créativité des projets de stockage de l’énergie nous surprend un peu plus chaque jour. Et c’est le cas pour cet Energy Dome, qui se propose de stocker l’énergie dans… du dioxyde de carbone ! Une proposition d’une subtile ironie dans le contexte climatique. Allons voir comment cela fonctionne.

Energy Dome a été fondée à Milan en 2020. Ses fondateurs avaient quinze ans d’expérience dans divers projets d’énergie renouvelable. Et leur concept a déjà séduit de grands noms de l’industrie : Alliant Energy aux États-Unis, Engie en Italy, NTPC en Inde, et, dernièrement, Google, pour un projet de stockage d’énergie solaire.

Comme fonctionne leur concept ? Un premier espace de stockage ayant la forme d’un vaste dôme stocke du dioxyde de carbone (CO₂) à l’état gazeux. En situation d’excédent d’électricité, le système se charge. L’électricité est utilisée pour comprimer le CO₂ jusqu’à son point de liquéfaction. Le CO₂ liquide est ensuite transférée jusqu’à des cuves où il sera conservé le temps nécessaire. La chaleur générée par la compression est de son côté récupérée et stockée par de l’eau dans une cuve dédiée.

En situation de décharge, le procédé est inversé. Le CO₂ liquide est réchauffé, par l’eau préalablement stockée, et ce, jusqu’à son point d’évaporation. Le gaz produit fait ensuite tourner une turbine qui alimente un alternateur, lequel produit alors de l’électricité destinée à être livrée au réseau. Le CO₂ gazeux se retrouve ensuite stocké dans le dôme où il se trouvait initialement.

De multiples avantages par rapport aux alternatives

Les développeurs du projet avancent un rendement global de 75 %, ce qui est une relativement bonne performance pour du stockage électrique, quoiqu’un peu en deçà des batteries. Comparativement à cette dernière alternative, l’Energy Dome présente cependant un certain nombre d’avantages : pas de baisse de la capacité de stockage avec le temps, une durée de vie longue de l’ordre de 30 ans, mais aussi le fait de ne pas utiliser de matériaux critiques stratégiques (uniquement de l’acier, du CO₂ et de l’eau).

La société indique également que le déploiement est rapide (inférieur à 2 ans), et que le coût du stockage est faible – mais sans pour autant fournir de valeur indicative. Comparativement aux autres systèmes de stockage de sa catégorie – les stockages dits « pneumatiques » basés sur la compression/détente d’un gaz – ils ajoutent que leur système se passe de devoir gérer les températures très basses qui peuvent être atteintes au cours de la détente du gaz.

Une solution très intéressante donc, qu’il faudra suivre. Au regard des images fournies sur l’installation, on peut toutefois s’interroger sur l’emprise foncière d’un tel système : les dômes stockant le CO₂ gazeux semblent, en effet, de très grande taille.

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Il s’agit du plus grave conflit européen depuis la Seconde Guerre mondiale. Et il ne cesse de nous rappeler que les infrastructures énergétiques sont un enjeu de guerre. Au cours de l’attaque ukrainienne de dimanche dernier, un drone a provoqué un incendie dans la centrale nucléaire de Koursk. Les conséquences, heureusement, semblent limitées.

Ce dimanche, l’Ukraine a lancé une attaque massive de drones sur la Russie. D’après le ministère russe de la Défense, ce sont au moins 95 appareils qui ont été interceptés dans plus de douze régions au travers de la Russie. Parmi les sites frappés, figure la centrale nucléaire russe de Koursk. Située à environ 60 km de la frontière, elle avait déjà fait parler d’elle à l’occasion de l’incursion ukrainienne, débutée le 6 août 2024, et qui avait conduit à des affrontements non loin du site.

Il faut savoir que la centrale de Koursk est une des plus grandes centrales nucléaires de Russie. S’y trouvent en effet quatre réacteurs RBMK (du type de ceux de Tchernobyl) de 1000 MW, dont deux sont définitivement à l’arrêt (réacteurs N°1 et 2, arrêtés respectivement en 2021 et 2024). Par ailleurs deux réacteurs VVER de 1255 MW sont en construction sur le site.

Baisse de 50 % de la puissance du réacteur N°3

Les défenses antiaériennes de la centrale ont ainsi abattu un drone peu après minuit (heure locale), et le drone a explosé et endommagé un transformateur auxiliaire, causant un incendie. Ces dommages ont impacté la production électrique du réacteur N°3, dont la puissance a dû être réduite de 50 %. Le deuxième réacteur fonctionnel, le N°4, était alors en maintenance.

L’incendie a été maîtrisé et éteint, et aucune perte humaine n’est à déplorer. Les autorités locales ont annoncé que le niveau de radioactivité est resté inchangé dans les environs de la centrale. Cet état de fait a ensuite été confirmé par l’AIEA.

La guerre en Ukraine, initiée en février 2014 et marquée par l’invasion russe du 24 février 2022, n’en finit pas de nous rappeler à quel point l’énergie est un aspect majeur du conflit. L’attaque de drone de dimanche dernier a ciblé également le terminal pétrolier Novatek sur le port d’Oust-Louga, déclenchant là-bas aussi un incendie. La centrale de Zaporijia, occupée par la Russie depuis mars 2022, a dû être mise à l’arrêt. Rappelons également la destruction du barrage hydroélectrique de Kakhovka pendant la nuit du 6 juin 2023, à l’origine d’une inondation dévastatrice qui a conduit à l’évacuation de dizaines de milliers de civils.

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Produire de l’essence avec de l’air et de l’eau, est-ce de la magie ? Non, juste de la chimie et de la technologie, miniaturisées, mises à l’échelle d’une production locale, voire domestique. Le procédé pourrait être disponible pour la fin d’année prochaine, mais son coût énergétique et financier est exorbitant.

L’essence, ce n’est rien d’autre que de la chimie. Une chimie naturelle, tout d’abord, qui a combiné l’énergie du Soleil, les forces tectoniques de notre planète, et le travail de bactéries, pour concocter du pétrole durant des millions d’années. Un processus que l’industrie pétrolière a ensuite complété d’une chimie artificielle, dans les raffineries, pour produire l’essence qui alimente nos véhicules thermiques.

Mais les fondateurs de la start-up new-yorkaise Aircela veulent faire plus rapide et plus direct. Et quand l’on dit rapide et direct, il s’agit de ne pas mâcher ses mots : la société veut vous permettre de produire votre propre essence chez vous chaque jour. Un doux rêve ? Non, puisque l’équipe vient de démontrer que son système fonctionne.

De l’air et de l’eau jusqu’à l’essence

Il s’agit d’une machine constituée de trois modules hexagonaux empilés, mesurant à près la hauteur d’un être humain. Et à l’intérieur, c’est un processus plutôt complexe qui est mis en œuvre. Tout d’abord une solution d’hydroxyde de potassium (KOH) et d’eau absorbe le dioxyde de carbone (CO₂) atmosphérique. Par ailleurs, un électrolyseur, alimenté, par exemple, par de l’électricité renouvelable, produit de l’hydrogène et de l’oxygène à partir d’une alimentation en eau. L’oxygène est ensuite libéré, tandis que l’hydrogène est combiné avec le CO₂ pour former du méthanol.

La solution d’absorption est alors recyclée pour être réutilisée. Ce méthanol subit ensuite une nouvelle étape de transformation, appelée methanol-to-gasoline (MTG) qui permet de produire de l’essence. Et cette dernière pourra directement être utilisée dans un véhicule à moteur essence tout à fait normal, sans aucune adaptation nécessaire.

Un prix élevé pour le moment

Une longue cascade de transformations, donc, mais au total, un procédé d’une simplicité exemplaire : il utilise donc de l’air, de l’eau et de l’électricité, pour produire de l’essence. Dans un seul module. Lesquels peuvent en outre être démultipliés pour produire plus d’essence. Le concept a le mérite d’une certaine élégance.

La productivité d’un unique module reste toutefois plutôt faible. Ce seront un peu moins de 4 litres par jour (3,785 litres exactement, soit 1 gallon US) qui pourront être produits, ce qui pourrait correspondre à des trajets quotidiens. Mais il faudra pour cela l’alimenter de 75 kWh d’électricité. Cela équivaut à 14,64 € au tarif EDF bleu actuel, soit un coût de production de… 3,87 € par litre, sans compter le prix du matériel. La solution sera donc sans doute réservée à ceux qui peuvent se permettre une centrale solaire très puissante sur leur toit ; on peut augurer en outre que la production réelle en hiver en zone tempérée restera modeste.

Mieux vaut utiliser l’électricité pour recharger un véhicule électrique ?

Se pose également la question de la pertinence d’un système si complexe pour alimenter des voitures individuelles. Car, avec 75 kWh, une voiture électrique peut parcourir entre 400 et 550 km, selon qu’elle roule sur autoroute ou sur départementale. Et aucune transformation de l’électricité en autre chose que de l’électricité n’est nécessaire. À l’inverse, avec 3,8 litres de carburant, une voiture essence ne franchira pas plus de 75 km, éventuellement une centaine si elle est hybride. La production d’essence non-fossile d’Aircela pourrait toutefois être adaptée aux moyens de transport difficilement électrifiables : gros poids lourds longue distance, navires, trains, véhicules militaires, avions…

Aircela ne fournit pas d’information sur le prix de son système. Mais certaines sources évoquent un prix compris entre 15 000 et 20 000 dollars. Si l’on suppose que le système est amorti sur 10 ans, cela ferait un prix du carburant supérieur à 1 $/L, sans compter le coût de la production électrique. Il en résulte que le système ne sera donc pas encore compétitif ; Aircela compte toutefois sur les économies d’échelle pour en réduire les coûts. La première série limitée sera disponible à fin 2026.

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L’investissement dans un parc de batteries mobilise de nombreux capitaux, et ce, pour une très longue durée. Dans un contexte qui évolue très rapidement, les investisseurs doivent donc choisir le meilleur moment pour prendre leur décision. Cette étude américaine aide à y voir un peu plus clair.

Décider d’équiper une centrale photovoltaïque de batteries présente un potentiel économique évident. En effet, ces dernières permettent de choisir de stocker l’électricité produite lorsque la valeur de l’électricité est faible (pendant les creux de consommation), et de la revendre lorsque sa valeur est élevée (lors des pointes). Pour peu que cet investissement soit démontré comme rentable, cette approche conduit à privilégier un investissement au plus tôt.

En revanche, la spectaculaire tendance à la baisse du prix des batteries conduit à plutôt envisager de repousser l’investissement dans le temps, de façon à bénéficier d’un coût d’investissement plus faible dans le futur et d’augmenter la rentabilité du parc de batteries. La tendance à la hausse de la volatilité des prix de l’électricité joue également dans le même sens, à savoir retarder la décision d’investissement.

Ces deux tendances contraires conduisent à une certaine difficulté pour décider d’investir dans le système de batteries. Aidan Hughes et ses collaborateurs, du Rochester Institute of Technology aux États-Unis, ont publié en juillet 2025 une très intéressante étude. Leur évaluation concerne le meilleur moment pour réaliser cet investissement. L’article est disponible en source ouverte sur le site de MDPI.

La rentabilité est acquise à partir de 2027

Leur analyse est sophistiquée, et évalue l’opportunité d’investissement pour quatre centrales-type qui auraient été construites en 2022 aux États-Unis. Elle conduit à trois principales conclusions. En premier lieu, le meilleur moment pour ajouter des batteries à une centrale solaire varie selon la situation : dans certains cas, le meilleur moment est à la construction, et pour d’autres, il est préférable d’attendre.

En revanche, les calculs montrent un bénéfice net pour une construction de batteries entre 5 et 10 ans après la construction, soit entre 2027 et 2032. Cela plaide en particulier pour prévoir l’intégration future de batteries dès la conception. Enfin, en troisième lieu, l’étude constate que, pour profiter au mieux des périodes où l’électricité est vendue à un prix élevé, il est intéressant de surdimensionner les onduleurs de la centrale par rapport à la pratique courante.

Attention toutefois à toute généralisation de ces conclusions : l’étude concerne quatre emplacements aux États-Unis, correspondant à quatre réseaux électriques : CAISO (Californie), NYISO (New York), ERCOT (Texas), and PJM (Nord-Est). Les résultats obtenus par les auteurs dépendent beaucoup des conditions locales, non seulement environnementales (ensoleillement) mais également réglementaires (et en particulier les subventions disponibles et leur temporalité).

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Depuis bien longtemps, l’« or noir », c’est le pétrole. Une métaphore, bien sûr, pour mettre en exergue son importance extrême pour l’économie mondiale. Mais si produire de l’énergie permettait aussi de faire de l’or ? Et cela réellement, c’est-à-dire sans métaphore ? C’est bien ce qu’ont déterminé trois chercheurs américains dans un article qui vient tout juste d’être publié.

Connaissez-vous la chrysopée ? Ce n’est pas le nom d’une jolie plante d’appartement, mais cela reste un joli mot de la langue française. En latin chrysopoeia, le mot provient lui-même des termes grecs « khrysos », pour or, et « poiein », pour faire. Oui, vous avez bien lu : il s’agit bien de l’art de faire de l’or, et ce à partir de métaux moins précieux.

Dans cet article, cependant, nous n’aborderons par les mystères de l’antique alchimie. Nous nous contenterons d’évoquer les travaux d’Adam Ruthkowski, Jake Harter et Jason Parisi, de la société Marathon Fusion, dont les résultats ont été publiés sur Arxiv, le célèbre site de publication scientifique en source ouverte. Les trois chercheurs nous proposent une approche plutôt high-tech de la transmutation des métaux en or.

La recette moderne de la transmutation

Comment procéder ? Prenez un réacteur à fusion utilisant comme combustible le deutérium et le tritium. Les neutrons émis par la réaction de fusion thermonucléaire sont très énergétiques, à hauteur de 14 millions d’électrons-volt (14 MeV). Placez ensuite à proximité, sur la paroi de la chambre de réaction, du mercure (et notamment son isotope Hg-198). Les noyaux de mercure bombardés par l’intense flux de neutrons vont réagir avec ces derniers, et former un isotope stable de l’or (Au-197).

Les chercheurs sont allés plus loin dans leur évaluation. Ils ont déterminé que de telles cibles au mercure n’empêcheraient pas pour autant de surgénérer le tritium. C’est un aspect indispensable en effet d’un tel réacteur à fusion, car le tritium a une période radioactive relativement courte, et ne peut pas être trouvé naturellement sur notre planète ; il doit donc être fabriqué, et ce, au cœur même du réacteur.

Une valeur économique tout à fait significative

Outre cette étude de faisabilité, l’étude de Ruthkowski et ses collègues a permis d’évaluer la productivité d’un tel réacteur : environ deux tonnes d’or par an par milliard de watt-heures thermiques produits (GWh_th). De quoi doubler, selon les auteurs, les revenus générés par le réacteur.

Pour terminer, on peut se demander si cet or serait radioactif. Les chercheurs y ont pensé. Leurs calculs montrent que le temps de décroissance radioactive nécessaire serait de l’ordre de 14 ans pour que l’or ne soit plus considéré comme un déchet nucléaire. Et de 18 ans pour qu’il ne soit pas plus radioactif qu’une banane – une unité bien souvent utilisée dans le secteur du nucléaire, du fait de son fort contenu en potassium-40 radioactif. Pour en rester aux comparaisons culinaires, relevons que certains vinaigres balsamiques sont affinés pendant bien plus longtemps.

Offrir un anneau d’or issu de la fusion des atomes sera-t-il bientôt du dernier cri ?

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Non, ce n’est pas un cerf-volant, c’est une éolienne en toile. Il s’agit de l’Alae, de la jeune société basque E-Taranis. Une entreprise qui entend apporter sa pierre à l’éolien domestique, en proposant une conception originale, inspirée par la forme de la queue du thon. Voyons ce que ce sympathique engin peut nous promettre.

E-Taranis a vu le jour le 20 octobre 2020, après des développements initiaux menés… dans le garage d’un de ses fondateurs, Thibault Eudier. Loin de vouloir véhiculer un cliché, ce dernier met en avant une histoire, car il semble bien que cela soutienne le concept de l’Alae. Cette éolienne domestique, en effet, se veut un système simple, minimaliste et efficace. Et par là-même, en un sens, révolutionnaire.

Jugeons-en. L’éolienne est à axe vertical est construite sur la base de trois pales de forme triangulaires, constituées de toile polyester, et tendues sur une armature en aluminium. La société indique que 97 % des matériaux sont recyclables. L’éolienne a un diamètre hors-tout de 4,5 m, et mesure un peu plus de 3 mètres de haut. Le plus grand avantage de cette conception réside dans son faible poids : 90 kg. Selon E-Taranis, cette légèreté permet de l’installer sur un grand nombre de toitures, ainsi que de faciliter son installation – seulement deux personnes sont nécessaires.

La production démarre dès les plus faibles vents

Qu’en est-il de la production ? La conception de l’éolienne lui permet de fonctionner aussi bien par vent faible, voire très faible (dès 10 km/h) que par vent fort. Il ne faut pas toutefois supposer qu’aux faibles vitesses de vent, la production soit substantielle. Le site de E-Taranis fournit un graphique très utile de la puissance en fonction de la vitesse du vent. Le graphique montre que la puissance dépasse les 100 W à partir d’un peu plus de 20 km/h, et grimpe jusqu’à plus de 3 000 W lorsque le vent dépasse 60 km/h. La production annuelle effective dépendra bien sûr des conditions locales de vent.

En ce qui concerne la durabilité, l’Alae est garantie 10 ans, à l’exception des voiles, qui, selon le site internet de la société, ne semblent garanties que 5 ans. E-Taranis garantit en outre qu’elle peut résister à des vents violents, et à toutes les contraintes climatiques. Tout en faisant moins de bruit que le vent lui-même. Au-delà de ces éléments techniques, un élément plus intéressant qu’on ne le croit : les voiles sont personnalisables. Cela permet ainsi de l’adapter à des contraintes aussi bien esthétiques que promotionnelles.

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L’abondance peut-elle poser problème ? Oui, au même titre que la pénurie, dès lors qu’il n’existe pas de moyens pour stocker ou exporter les excédents. La Californie, très en avance dans la génération d’énergie renouvelable, nous montre toute la difficulté qu’apporte une part massive de renouvelable. Et cela ressemble à une véritable course contre-la-montre.

C’est un fait emblématique : en 2024, le solaire est devenu la première source d’électricité en Californie, selon les données de l’US Energy Information Administration (EIA). Cet exploit prend toute sa mesure dès lors qu’on songe au fait que la Californie, peuplée de plus de trente-neuf millions d’habitants, est une des zones les plus riches de la planète.

Dans un contexte où la question de l’intégration des énergies renouvelables dans le réseau fait débat, il va sans dire que la situation de la Californie est riche en enseignements. Et notamment du point de vue de l’équilibre réseau. Et pour ce faire, nous allons pouvoir utiliser les données de la CAISO, le gestionnaire de réseau californien.

Plus de production et plus de stockage

En juin 2025, le parc photovoltaïque a atteint une puissance installée de 21,6 GW tandis que le parc éolien culmine à 6,3 GW. En juin 2024, c’était respectivement 19,4 GW et 6 GW, soit une augmentation de 2,2 GW et de 0,3 GW en un an. Une forte croissance donc, laquelle est susceptible, au vu de la forte pénétration de ces sources d’énergie dans le mix électrique, de générer des situations de surproduction. Ces dernières peuvent être gérées par le stockage, ou, à défaut, par l’écrêtement, c’est-à-dire par l’arrêt des capacités de production renouvelable.

Pour les éviter, la Californie a déployé dans le même temps d’importantes capacités de stockage d’électricité. Selon les données de l’EIA, depuis le début de l’année 2024, ce sont pas moins de 77 installations de service réseau qui ont été mises en ligne, portant la puissance totale à 4,8 GW et la capacité à 16,4 GWh (soit environ 3,4 h).

Et malgré tout, plus de production perdue

Malheureusement, cet effort n’a pas suffi à empêcher le gaspillage d’énergie renouvelable. En effet, toujours d’après le CAISO, en juin 2025, ce sont 248 GWh d’électricité solaire qui ont dû être écrêtés, ainsi que 7,3 GWh d’électricité éolienne. L’année précédente, c’était respectivement 219 GWh et 27 GWh qui avaient été écrêtés.

C’est donc à une véritable course à laquelle nous assistons : d’un côté, les capacités de production s’accroissent, et de l’autre côté, les capacités de stockage augmentent également. Mais qui avance le plus vite ? Au regard des résultats, on peut penser que le stockage perd du terrain, et ce, en dépit d’importants investissements, puisque la quantité d’énergie écrêtée (donc perdue) augmente avec le temps.

Toutefois, l’écrêtement ne signifie pas nécessairement qu’un parc solaire ou éolien parc n’est pas rentable ; de plus, selon les cas, il peut être plus rentable de perdre la production plutôt que la stocker. Quoi qu’il en soit, la croissance du besoin d’écrêtement est un signal important pour renseigner sur la bonne intégration des renouvelables dans le réseau. Pour reprendre les mots du CAISO : « Bien que l’écrêtement soit un outil opérationnel acceptable, à mesure que la production d’énergie renouvelable augmente sans que la demande ne suive pour absorber la production de midi, des conditions de surproduction continueront de se produire. »

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Coincée entre les chaînes côtières du Pacifique et la sierra Nevada, la vallée de San Joaquin a pu être décrite comme un grenier des États-Unis. C’est aussi un des hauts lieux de la production pétrolière en Californie. Mais, dernièrement, ce n’est pas du pétrole que la start-up Gold H2 a extrait d’un puits de cette vallée emblématique, mais de l’hydrogène.

Les microbes font aujourd’hui l’objet d’une attention toute particulière de la part des sociétés de la biotechnologie. Il semble en effet qu’ils puissent tout faire. Décomposer le méthane émis par les élevages. Dévorer le plastique et nous débarrasser des déchets polluants. Mais aussi utiliser le pétrole qui se trouve dans des gisements décommissionnés, car plus assez productifs. C’est la proposition de Gold H2.

Leur procédé est en apparence simple : injecter dans le puits existant un mélange spécial de nutriments et de bactéries. Ces dernières vont alors y consommer le pétrole résiduel. Elles émettront ensuite un gaz riche en hydrogène, qui remontera par les puits et pourra être capté. L’hydrogène émis sera ensuite utilisé pour produire de l’énergie décarbonée. Le carbone, en effet, restera dans le sous-sol. Une forme de séquestration du carbone à la source, pourrions-nous dire.

Toute la difficulté du concept réside dans la conception du mélange de nutriments et de bactéries qui sont injectées. Sur ce sujet, Gold H2 se garde bien d’entrer dans les détails. Mais la société vient de démontrer la faisabilité de son concept dans un gisement décommissionné de la vallée de San Joaquin. Et peut se permettre ainsi d’affirmer qu’elle a réalisé une première mondiale.

Alimenter une mégapole pendant des décennies

Cette technique permettrait donc d’utiliser le pétrole sans ses inconvénients en termes de gaz à effet de serre. Une idée de génie ? C’est possible ! La startup évoque un gisement potentiel d’environ 250 millions de tonnes dans les seuls gisements épuisés de Californie. De quoi alimenter Los Angeles pendant 50 ans en énergie décarbonée et éviter l’émission d’un milliard de tonnes de dioxyde de carbone. Et pour un prix aussi faible que 0,50 $/kg, ce qui rendrait cet hydrogène compétitif.

La technique n’en est qu’à ses débuts, et elle a le mérite d’une certaine élégance : la réutilisation d’infrastructures existantes, pour produire une énergie propre. Sur ce dernier point, on apprend toutefois que l’hydrogène ne compose que 40 % des gaz émis. Son utilisation exige donc une purification, coûteuse, et si l’on sait que la vapeur d’eau est un composant important de ces gaz, Gold H2 reste discret sur les autres produits. Sans doute en saurons-nous plus prochainement.

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