La fièvre du nucléaire continue de se propager en Europe. Quelques jours après la Belgique, c’est au tour du Danemark de considérer le nucléaire comme potentielle source énergétique d’avenir.

On connaît le Danemark pour son nombre incalculable de vélos, d’îles et d’éoliennes offshore. On pourrait bientôt le connaître pour ses SMR. Le pays, précurseur dans le domaine des énergies renouvelables, a toujours mis un point d’honneur à produire de l’électricité sans recourir au nucléaire. D’ailleurs, cet engagement a fait l’objet d’une loi visant à interdire la production d’électricité d’origine nucléaire, dès 1985. À l’époque, le nucléaire traversait une période difficile, six ans après l’incident de Three Mile Island, et un an avant la catastrophe de Tchernobyl.

Néanmoins, le pays subit les limites d’un mix électrique largement dominé par les énergies renouvelables et peine à se défaire de sa consommation en charbon et en gaz. En résulte une intensité carbone supérieure à 120 gCO2eq/kWh selon ElectricityMap, soit 4x plus que la France. Pour accélérer la décarbonation du mix électrique du pays, le Parlement danois vient de voter, de manière assez large (71 « pour » et 34 « contre »), une première fois afin d’explorer la perspective d’un retour du nucléaire.

Une étude d’impact sur un an

Pour autant, on est encore très loin de la mise en service d’une centrale nucléaire civile, dans un pays qui n’en a jamais compté, mis à part dans le domaine de la recherche. Ce premier vote va permettre une étude d’impact qui devrait durer un an. Cette étude aura pour objectif de déterminer les avantages et les risques liés à un potentiel recours à l’atome pour la production d’électricité dans le pays.

Il semblerait que le gouvernement danois ne s’intéresse pas aux réacteurs de type EPR, mais plutôt aux réacteurs modulaires de type SMR. Ces réacteurs pourraient apporter au Danemark une énergie stable et décarbonée, idéale en complément à la production solaire et éolienne.

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Jean-Marc Jancovici et le Shift Project espèrent faire de la décarbonation un sujet central des prochaines élections à travers un livre rassemblant des propositions concrètes. Pour mener ce projet à bien, l’association vient de récolter 1,5 million d’euros grâce à une campagne de financement participatif encore en cours. 

Le Shift Project, Think tank présidé par Jean-Marc Jancovici et spécialisé dans la transition environnementale, a bien l’intention de peser sur les élections présidentielles de 2027. En 2022, à l’occasion des précédentes élections, l’association avait publié un « Plan de transformation de l’économie française », une synthèse des travaux déjà réalisés sur des mesures à mettre en place pour réussir la décarbonation de l’économie française.

Cette fois, l’association souhaite aller plus loin, et veut influencer en profondeur les prochaines élections en faisant de la décarbonation un sujet central. Pour y parvenir, une campagne de financement participatif vient d’être lancée, permettant de réaliser les études nécessaires à la publication d’un livre qui devrait porter le nom « Décarbonons la France ! ».

Le succès de cette campagne est remarquable : moins de 10 jours après son lancement, ce sont presque 1,5 million d’euros qui ont été récoltés. Cette somme devrait donc permettre d’entamer ou perfectionner de nombreux travaux avec des analyses sectorielles (transports, logement, agriculture, numérique, etc), ainsi que des chantiers transversaux qui concernent tous les secteurs : l’énergie produite sera-t-elle suffisante ? La France compte-t-elle les compétences nécessaires ? Aura-t-on assez de cuivre pour cette transition ?

Et si Jean-Marc Jancovici se présentait aux prochaines élections présidentielles ?

Et si une candidature de Jean-Marc Jancovici était le meilleur moyen, pour le Shift Project, de peser sur l’élection ? À coup sûr, une telle annonce apporterait un éclairage très important aux travaux du think tank. Néanmoins, Jancovici a démenti une quelconque intention de se présenter, notamment sur le plateau de l’émission Quotidien, en détaillant : « Je ne suis pas du tout taillé pour ce genre de job. Il faut une mentalité particulière, être capable de compromettre, etc. Moi, je ne sais pas faire ce genre de chose ».

De plus, le statut apolitique du Shift Project permet de rendre ce travail accessible à tous, et de ne pas associer l’écologie ou l’environnement à une couleur politique. Reste désormais à savoir si ce travail d’envergure sera suffisant pour faire bouger les lignes d’une société à l’inertie colossale.

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Le marché des batteries domestiques continue de s’étoffer, et BYD compte bien s’approprier une part du marché. Le fabricant chinois vient de dévoiler sa toute nouvelle batterie résidentielle aux caractéristiques prometteuses.

Encore largement méconnu il y a quelques années, le constructeur automobile BYD ne cesse de développer, en particulier en Europe. Non content d’être récemment devenu le cinquième groupe automobile mondial, il rencontre également un certain succès dans la vente de batteries résidentielles.

À ce sujet, le groupe chinois vient de dévoiler la Battery-Box HVB, sa quatrième génération de batterie résidentielle reposant sur la technologie LFP. Cette nouvelle version propose les caractéristiques suivantes :

• Capacité modulable, de 5,9 kWh à 29,6 kWh (avec 10 modules empilés) et jusqu’à 89,07 kWh en cumulant trois rangées de 10 modules au maximum.
• Puissance de 25,6 kW et même 50 kW pendant 15 secondes

Fiche technique de la BYD battery-box HVB.

Surtout, cette nouvelle génération bénéficie de la technologie HVB, ou High Voltage Blade. Issue de l’automobile, elle permet d’afficher une densité énergétique gravimétrique bien supérieure à la précédente génération, et atteint ainsi 108,8 Wh/kg. C’est 50 % de plus que la génération précédente ! En termes de volume, BYD fait également mieux avec 162,88 Wh/L, soit une hausse de 139 %. Grâce à ces évolutions, une armoire de stockage de 29,6 kWh ne fait que 1,30 m de haut. Au total, trois empilements de battery-box peuvent être connectées en parallèle pour atteindre une capacité globale de 89 kWh. Cette technologie afficherait également un plus haut niveau de sécurité avec une meilleure stabilité mécanique, et une plus grande résistance à la pénétration.

Reste désormais à savoir si le tarif de cette nouvelle génération sera suffisamment intéressant pour trouver sa place sur le marché français. Il devrait toutefois se situer autour de 900 €/kWh, si l’on se base sur le prix des autres batteries BYD déjà disponibles en France.

BYD poursuit son offensive sur le marché européen

Avec cette nouvelle génération, BYD entend bien asseoir sa domination sur le secteur des batteries résidentielles en Europe. Selon une étude d’aout 2024, les BatteryBox se positionnaient, au premier semestre 2024, en première place des batteries résidentielles européennes avec 30 % de part de marché ! BYD a également indiqué qu’il était le premier vendeur de solutions de stockage d’énergie pour le très important marché allemand. Au total, le fabricant annonce avoir expédié plus de 12 GWh de batteries de stockage dans le monde, se positionnant ainsi comme acteur majeur du stockage d’énergie par batterie.

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Finalement, les parkings ne seront pas obligatoirement recouverts de panneaux solaires d’ici 2028. Un amendement vient d’être adopté pour que cette solarisation puisse être remplacée par de l’ombrage végétal.

Mauvaise nouvelle, pour le secteur du photovoltaïque. L’Assemblée nationale vient de supprimer l’obligation de solariser les parkings de plus de 1500 m². Cette obligation avait pourtant été votée il y a à peine 2 ans, étant inscrite dans l’article 40 de la loi relative à l’Accélération de la production d’énergies renouvelables (APER). Pour rappel, cet article de loi obligeait tout propriétaire d’un parking de plus de 1500 m² à mettre en place des ombrières photovoltaïques sur 50 % de la surface du parking avant juillet 2028 et même juillet 2026 pour les parkings de plus de 10 000 m². Finalement, suite à l’adoption de cet amendement, les propriétaires auront le choix entre trois stratégies pour recouvrir la moitié de la surface des parkings :

• Installer des ombrières photovoltaïques,
• Planter des arbres assurant un ombrage des places de stationnement,
• Combiner les deux solutions.

Olivia Grégoire, ancienne ministre des PME à l’initiative de cet amendement, se félicite d’avoir facilité la mise en œuvre de cet article de la loi APER. À l’inverse, le Syndicat des énergies renouvelables dénonce la fin de l’obligation formelle de solarisation des parkings.

La grande distribution vent debout contre cette loi

Dans les faits, ce nouvel amendement devrait soulager de nombreux propriétaires de parkings, en particulier des acteurs majeurs de la grande distribution. Selon ces derniers, la loi de solarisation des parkings conduisait à une mobilisation d’importantes zones foncières pendant 15 ans à 20 ans. Ces ombrières auraient ainsi pu empêcher l’extension de zones commerciales, ou la construction de parkings verticaux. D’autre part, de nombreux acteurs soulignaient la difficulté de faire cohabiter ces projets avec l’ombrage naturel déjà existant.

Outre les questions de fond, ce nouvel aller-retour contribue à créer un climat d’instabilité autour de l’installation de centrales photovoltaïques. Celui-ci est particulièrement néfaste, tant pour les futurs maîtres d’ouvrages qui doivent mobiliser des investissements dans un temps impartis relativement court, que pour la filière du photovoltaïque, déjà malmenée, qui ne peut s’organiser avec sérénité.

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Vingt ans après choisi de progressivement tourner le dos au nucléaire, la Belgique vient de faire volt-face et mise finalement sur l’atome pour sa production énergétique.

On ne pourra pas dire que c’est une surprise. Depuis son arrivée au pouvoir le 3 février 2025, le gouvernement de Bart De Wever travaille à la relance du nucléaire dans un pays qui avait pourtant inscrit dans sa loi, en 2003, un abandon total du recours à l’atome pour l’automne 2025.

Finalement, l’abrogation de cette loi a été votée par une large majorité du parlement belge. Ce vote supprime ainsi toute référence à une sortie du nucléaire à l’automne, mais supprime également l’interdiction de construire de nouvelles installations nucléaires. Enfin, il ouvre la possibilité d’étendre la durée de vie d’autres réacteurs nucléaires. Cette nouvelle ne fait que renforcer ce vent pronucléaire qui souffle sur l’Europe.

Prolonger les réacteurs actuels, puis créer de nouvelles installations

Lorsque la loi sur la sortie du nucléaire a été votée, en 2003, le parc belge était composé de 7 réacteurs répartis dans 2 centrales. Sur ces 7 réacteurs, trois d’entre eux ont déjà été déconnectés du réseau : Doel 3 en septembre 2022, puis Tihange 2 en 2023. Enfin, Doel 1 a été fermé le 14 février dernier.  Désormais, Engie travaille sur une mise à niveau des réacteurs Doel 4 et Tihange 3 pour prolonger leur exploitation jusqu’en 2037. En parallèle, le gouvernement belge souhaite augmenter la part de la production d’électricité d’origine nucléaire dans le mix électrique et atteindre 8 GW de capacité de production. Pour cela, le gouvernement compte sur les petits réacteurs modulaires, et espère la mise en service d’un premier miniréacteur SMR à l’horizon 2040. L’hypothèse de construction d’un EPR a également été évoquée.

À plus court terme, le gouvernement souhaite le redémarrage des quelques réacteurs récemment fermés, sans aucune garantie sur la faisabilité d’un tel projet. Et pour cause, les travaux s’annoncent très importants, car deux des trois réacteurs concernés sont déjà, en partie, démantelés. De son côté, Engie qui est chargé de l’exploitation des deux centrales belges, n’a pas annoncé clairement sa position sur ces projets.

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Qui gagnera la course à la fusion nucléaire ? Jusqu’ici en retard face à des pays comme les États-Unis ou l’Allemagne, la France commence enfin à s’organiser et compte désormais une startup qui mise sur l’utilisation de lasers pour y parvenir. 

Avec la perspective d’une énergie propre et quasi illimitée, la fusion nucléaire suscite un intérêt croissant à travers le monde. En France, les équipes d’ITER ne sont pas les seules à se pencher sur la question. La startup GenF, créée en 2024, entend bien remplacer les réacteurs nucléaires français de 900 MW par des réacteurs à fusion nucléaire d’ici 2050. Pour y parvenir, elle mise sur la technique du confinement inertiel. Cette technique, contrairement à la technologie du confinement magnétique que l’on retrouve sur le projet ITER, consiste à irradier une capsule de deutérium et de tritium par le biais de centaines de lasers. Ces derniers ont pour rôle d’augmenter brutalement la pression et la température de la capsule en question, ce qui entraîne la fusion des deux éléments. Cette réaction de fusion libère alors une grande quantité d’énergie.

Si l’équipe de GenF ne compte qu’une dizaine de personnes, elle peut s’appuyer sur de précieux partenaires. Elle profite ainsi du savoir-faire de Thalès en matière de lasers haute puissance, de Dassault Systèmes, ou encore de l’entreprise Assystem qui est spécialisée dans la conception de jumeaux numériques. Surtout, GenF a noué des partenariats avec le CNRS (Unités de recherche Luli et Celia), ainsi qu’avec la Direction des applications militaires du CEA. Pour accélérer le développement de la fusion nucléaire à confinement inertiel, et renforcer la coopération avec ses différents partenaires, GenF souhaite ouvrir, en 2028, le Fusion Hub dans la région bordelaise.

Profiter des installations du projet Laser Mégajoule

Le choix de la région bordelaise n’est d’ailleurs pas un hasard. C’est ici que la Direction des applications militaires du CEA a établi le projet Laser Mégajoule, un élément central du programme militaire français Simulation. Ce projet prend place dans un bâtiment de 300 mètres de long, et permet de simuler des essais nucléaires pour assurer la pérennité de la dissuasion nucléaire française, malgré l’arrêt définitif des essais en conditions réelles.

Le Laser Mégajoule permet de concentrer une très forte quantité d’énergie sur une très petite cible. Après de premiers essais avec moins d’une dizaine de lasers en 2014, l’installation a été progressivement développée jusqu’à permettre de réaliser la première expérience de fusion en 2019, grâce à 48 lasers. En 2020, elle en comptait 80, pour un objectif final de 176 lasers capables de déposer une énergie de 1,8 MJ sur une cible de quelques millimètres. Cette installation de classe mondiale devrait être un atout majeur pour permettre à GenF de dompter la fusion nucléaire, et ainsi la rendre industriellement viable à l’horizon 2050. Prochaine étape : démontrer la rentabilité économique du procédé grâce au projet Taranis, de 100 MWth. Ce programme vise un gain supérieur à 100, une capacité de production de 100 MW, pour 1 MW d’électricité injectée.

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Une jeune startup française travaille à la mise au point un bateau de pêche autonome, avec une particularité singulière : celui-ci ne devrait pas rentrer au port avec une cargaison de thon, de cabillaud ou de sole, mais plutôt avec des batteries chargées d’électricité décarbonée. 

Que faisait donc cet esquif sans pilote, le long de la digue du port de plaisance des Sablons, à Saint-Malo ? Loin du simple modèle réduit télécommandé, ce monocoque basé sur un ancien Optimist est en réalité un prototype de navire capable de produire de l’électricité, à l’échelle 1/5.

Baptisé Onni, il doit permettre à la startup française UNDA de tester la faisabilité de sa solution technique brevetée de production d’énergie. Celle-ci consiste en un navire autonome et sans pilote, capable de se positionner dans des vagues pouvant atteindre 4 mètres, et de transformer les mouvements de la houle en électricité via un système oscillo-battant. Une fois les batteries pleines, le bateau revient automatiquement au quai pour injecter l’électricité produite sur le réseau. Selon la startup, un tel bateau pourrait produire entre 600 et 700 MWh d’énergie par an. Le démonstrateur sera testé en conditions réelles pendant près d’un an et demi dans le port de Saint-Malo.

Une approche différente des technologies houlomotrices existantes

À l’heure actuelle, de nombreux concepts de production d’énergie issue de la houle reposent sur des dispositifs flottants, mais ancrés au fond marin, et nécessitent une infrastructure permettant de ramener la production d’électricité à terre via des connexions électriques dédiées. À l’inverse, d’autres systèmes, comme DIKWE ou EcoWave Power, sont conçus pour être installés à proximité directe des infrastructures portuaires. Ces derniers profitent généralement d’une houle moins puissante qu’au large.

Sur le papier, le système UNDA réunit le meilleur des deux mondes, et permet de profiter au mieux de la houle, sans nécessiter de liaison électrique coûteuse. Cette configuration lui confère également une plus grande polyvalence, et des investissements moins importants en matière d’infrastructure. Pour ces raisons, ce système pourrait être parfaitement adapté aux communautés insulaires isolées électriquement, qui sont soucieuses de décarboner leurs moyens de production d’énergie. Le système UNDA a également l’avantage de ne nécessiter qu’une maintenance simple, et de ne pas entraîner de conflit d’usage en mer.

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Si les parcs éoliens font souvent l’objet de procédures judiciaires, notamment du fait d’associations locales, rares sont les situations qui durent aussi longtemps. Dans l’Hérault, le sort du parc éolien de Bernagues est encore incertain, de plus de 20 ans après l’obtention du premier permis de construire. 

D’apparence, la petite ville héraultaise de Lunas a des allures de havre de paix, blottie au cœur des reliefs cévenols. Pourtant, voilà plus de 20 ans que s’y joue un feuilleton judiciaire sur fond d’énergies renouvelables et de biodiversité. Tout commence en 2004, quand un premier permis de construire est validé pour l’implantation d’un parc éolien de sept turbines. Mais le Conseil d’État est saisi par des associations de défense de l’environnement, au motif que des Aigles Royaux vivent non loin du projet. Le Conseil d’État décide d’annuler par deux fois le permis de construire du parc, en 2011 et 2012.

Finalement, dans un cadre juridique contesté, l’entreprise Énergies renouvelables du Languedoc (ERL) entame la construction et la mise en service du parc éolien entre 2015 et 2016. L’histoire ne s’arrête pas là, puisqu’en 2021, l’entreprise est condamnée à la démolition du parc par le Tribunal d’instance de Montpellier, faute de permis de construire valide. Cette décision sera ensuite confirmée en décembre 2023 par la cour d’appel de Nîmes. Entre-temps, l’entreprise sera également condamnée pour la mort d’un vautour en 2020, puis la mort d’un aigle royal en janvier 2023.

Démantèlera, démantèlera pas ?

Mais au bout du suspense, ce 30 avril 2025, la Cour de cassation a finalement cassé l’arrêt de la cour d’appel de Nîmes qui ordonnait le démantèlement du parc. Selon la Cour de cassation, le permis de construire n’est finalement pas nécessaire, puisque les permis de construire n’existent plus pour les éoliennes depuis 2017.

Si les équipes d’ERL ont dû pousser un soupir de soulagement à l’issue du verdict, les pales des 7 éoliennes du parc ne sont pas près de se remettre à tourner. En parallèle, le tribunal de Montpellier a ordonné l’arrêt pour un an du parc éolien, du fait de la mort de l’aigle royal. Ce jugement s’accompagne d’une amende de 200 000 euros, dont 100 000 euros avec sursis. Ce cas n’est d’ailleurs pas unique, puisque ce même tribunal judiciaire de Montpellier a également exigé la suspension d’activité immédiate pour quatre mois d’un autre parc éolien situé sur le causse d’Aumelas. Celui-ci, composé de 31 éoliennes, aurait causé la mort de 150 à 300 faucons crécerellette.

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La tranche biomasse de la centrale de Provence (Bouches-du-Rhône) a récemment redémarré, mais pour combien de temps ? Malgré un accord avec l’État, elle suscite les polémiques, et témoigne des potentielles limites de la biomasse comme énergie vertueuse.

Malgré un récent accord entre l’État et GazelEnergie, exploitant de la centrale biomasse de Gardanne, celle-ci continue d’être sous le feu des critiques. Principal sujet de tension : l’impact environnemental de la centrale, notamment sur les écosystèmes locaux. La situation est telle que la justice a sommé l’entreprise d’élargir son étude d’impact aux forêts du sud-est de la France. Ainsi, une enquête publique au vaste périmètre vient d’ouvrir.

Au total, cette enquête mobilise 15 commissaires enquêteurs, et s’étend sur 324 communes, 17 départements et 3 régions. L’objectif est d’étudier l’impact de la centrale sur les forêts locales et leur économie. Il faut dire que pour son fonctionnement, pourtant plafonné à 4 000 heures par an contre les 7 500 heures initialement prévues, il lui faudra pas moins de 240 000 tonnes annuelles de plaquettes forestières prélevées sur 250 km autour de la centrale.

Pour atteindre les 450 000 tonnes de biomasse requises, 60 000 tonnes proviendront de déchets bois dans un rayon de 200 km. Enfin, les 150 000 tonnes restantes devront arriver par bateau depuis le Brésil ou l’Espagne.

L’absence de cogénération, plus gros problème de la centrale de Gardanne ?

Les 240 000 tonnes nécessaires constituent un volume très important. À titre de comparaison, la région Auvergne-Rhône-Alpes a produit, en 2024, 1,25 million de tonnes de bois déchiqueté. De ce fait, les associations locales s’inquiètent d’une potentielle concurrence de la centrale de Gardanne avec des modèles locaux plus vertueux.

Outre ces besoins en biomasse locale, ainsi que ses importations de biomasse, la centrale de Gardanne a un autre problème majeur. À l’instar de la centrale biomasse Sylviana (Var), elle affiche un rendement proche des 30 %, voire moins selon certaines sources, du fait de l’absence de cogénération. En l’état, presque les ¾ de bois brûlé est perdu en chaleur, simplement évacuée dans l’atmosphère. Pourtant, celle-ci pourrait être récupérée et valorisée par le biais de réseaux de chaleur, comme c’est le cas pour de nombreuses installations de biomasse. À Gardanne, ce fonctionnement a été envisagé pour alimenter en chaleur la commune voisine et l’usine d’Alumines Altéo, mais n’a finalement jamais abouti.

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Les parcs éoliens offshore de grande taille ont du plomb dans l’aile depuis plusieurs mois. Dernier exemple en date : le projet britannique Hornsea 4 et ses 2,4 GW vient d’être annulé. 

Il n’atteindra pas les 7,8 GW de puissance installée, du moins pas tout de suite. Le cluster Hornsea, composé de deux parcs éoliens déjà en service et d’un troisième en construction, est à ce jour le plus grand site éolien en mer mondial. Le parc devait compter une quatrième extension de 2,4 GW, mais celle-ci ne verra finalement pas le jour, faute de rentabilité.

Actuellement, le parc éolien Hornsea comporte 3 phases distinctes :

• Hornsea 1, composé de 174 éoliennes pour 1218 MW, a été mis en service en 2020,
• Hornsea 2, composé de 165 éoliennes pour 1386 MW, a été mis en service en 2022,
• Hornsea 3, composé de 231 éoliennes pour 2900 MW, est en cours de construction et devrait être mis en service d’ici 2027.

Carte des différentes phases du projet éolien offshore Hornsea / Image : Orsted.

La quatrième tranche de ce projet a été attribuée, en septembre dernier, à Orsted par le gouvernement britannique. Mais après neuf mois de développement, le géant dannois a décidé de renoncer au projet dans sa forme actuelle. Pour expliquer cette décision, le groupe a notamment cité la hausse des coûts des chaînes d’approvisionnement ainsi que la hausse des taux d’intérêt. Ces deux facteurs clés ont grandement altéré la rentabilité visée par Orsted sur ce projet. Espérant une évolution de la situation, Orsted conserve tout de même Hornsea 4 dans son portefeuille de projets.

Un cas loin d’être isolé

Le cas de figure rencontré par Orsted est loin d’être anodin. En réalité, tous les acteurs de l’éolien en mer sont confrontés aux mêmes contraintes. Dès 2023, Vattenfall et Iberdrola ont été contraints d’annuler des projets avec Norfolk Boreas, d’une puissance projetée de 1,4 GW, et Park City, d’une puissance de 804 MW. Plus récemment, Vattenfall a également dû interrompre le développement du projet suédois Kriegers Flak pour cause de conditions d’investissement non viables.

Enfin, l’hostilité de Donald Trump envers parcs éoliens offshore a également sérieusement entamé le développement de certains projets. BP a, ainsi, été contraint de revendre ses projets Empire 1 et 2 à Equinor, tout en annulant, en février, la demande de raccordement du parc Beacon Wind, situé au large de New York.

L’article Pourquoi l’extension du plus grand parc éolien en mer du monde est mise en pause est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

On connaissait l’intérêt de Google vis-à-vis des mini réacteurs nucléaires SMR. Le géant américain vient de montrer qu’il croyait également au nucléaire plus conventionnel, en finançant le développement de grandes centrales.

Google continue d’investir dans le nucléaire. Après un récent accord signé avec Kairos Power, pour l’installation de 6 à 7 mini réacteurs nucléaires SMR, le géant américain vient d’accepter de financer les premiers stades de développement de trois nouveaux sites nucléaires, portés par Elementl Power. Si aucun élément n’a été officialisé sur le montant de l’investissement, ou la localisation des trois sites, on sait que chacune des centrales aurait une puissance d’au moins 600 MW. Dans le cadre de cet accord, Google bénéficie d’une option d’exploitation commerciale une fois les sites opérationnels.

Pour l’heure, Elementl Power, qui a été fondée en 2022, n’a encore aucun site à son actif, et n’a pas annoncé de choix en matière de technologie de réacteur. L’entreprise se laisse donc la possibilité de choisir la technologie la plus avancée au démarrage de la construction. L’entreprise vise la mise en service de 10 GW de centrales nucléaires sur le réseau américain d’ici 2035.

Le nucléaire, porté par les géants de l’IA

Cette nouvelle témoigne, une nouvelle fois, de l’engouement des GAFAM pour l’énergie issue du nucléaire. Avec le développement massif de l’intelligence artificielle, les géants de la tech se sont lancés dans une course contre-la-montre pour augmenter les capacités de production d’énergie. Récemment, Jack Clark, le co-fondateur de la société Anthropic, spécialisée dans l’intelligence artificielle, a indiqué que pour suivre la croissance de l’IA, il faudrait pas moins de 50 GW de puissance électrique supplémentaire d’ici 2027.

Néanmoins, pour faire face à ces besoins grandissants, pas question d’avoir recours aux énergies fossiles. Les géants du numérique s’emploient donc, un à un, à multiplier les investissements dans la production d’énergie décarbonée, et en particulier celle issue du nucléaire. Ainsi, Microsoft vient de s’approprier la future production électrique du réacteur n° 1 de la centrale Three Mile Island, tandis qu’Amazon s’apprête à construire l’un de ses data center à proximité directe d’une centrale nucléaire, et vient d’investir 500 millions de dollars dans une startup spécialisée dans les SMR.

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Presque deux ans après le début du chantier, le parc éolien offshore situé au large de Noirmoutier et de l’île d’Yeu s’apprête à recevoir ses premières éoliennes. Si tout se passe comme prévu, sa mise en service devrait être effective avant la fin de l’année 2025.

En voyant le « Vole au vent » aussi chargé, difficile d’imaginer qu’il va parcourir plus de 50 km en mer pour permettre l’installation des premières turbines du parc « Éoliennes en Mer Îles d’Yeu et de Noirmoutier ». Le navire à, en effet, quitté la plateforme logistique de 14,5 hectares située à Saint-Nazaire, avec à son bord 4 mâts, 4 turbines et 12 pâles. Une fois sur site, les éoliennes devraient directement être installées par le navire auto-élévateur.

Au total, celui-ci devrait réaliser 15 allers-retours similaires pour installer les 61 éoliennes de 8 MW. Ocean Winds, actionnaire majoritaire de la société EMYN dédiée au parc Yeu-Noirmoutier, revendique 90 à 95 % de contenu européen sur ce projet. Les turbines et les pales ont été assemblées au Havre par Siemens Gamesa, tandis que les mâts ont été fabriqués par Haizea Breizh, à Bilbao. Certains composants sont même fabriqués à la Bruffière, en Vendée.

Une mise en service prévue pour novembre 2025

Ocean Winds espère une mise en service des 496 MW du parc dès le mois de novembre 2025. Mais pour atteindre cet objectif, il va falloir maintenir une cadence de travail élevée, car il reste beaucoup à faire. Depuis l’installation de la sous-station, en juin 2024, la réalisation des fondations, de type monopieu, bat son plein. À ce jour, 41 d’entre elles sont terminées.

Le raccordement électrique avance aussi : 24 des 61 câbles inter-éoliens du projet ont déjà été posés. De son côté, RTE vient d’annoncer avoir mis à disposition de la société EMYN la première des deux liaisons de raccordement électrique. La mise à disposition définitive devrait avoir lieu d’ici quelques semaines. Pour rappel, le parc sera raccordé au réseau électrique national par le biais d’une double liaison à très haute tension à 225 000 volts, d’une longueur totale de 56 km, dont 27 km de liaison sous-marine. Le parc devrait produire l’équivalent de la consommation de 800 000 habitants par an.

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Estimée à 25 milliards d’euros en 2016, la facture du projet Cigéo pourrait finalement être comprise entre 26 et 37 milliards d’euros. Cette nouvelle estimation doit désormais être arbitrée par le gouvernement avant la fin de l’année 2025.

Le projet Cigéo, qui consiste à stocker les déchets nucléaires les plus dangereux à 500 m de profondeur, continue de se concrétiser, doucement, mais sûrement. Alors que l’Agence de sûreté nucléaire et de radioprotection (ASNR) a jugé satisfaisante la sûreté du futur site de stockage profond des déchets nucléaires, l’Agence nationale pour la gestion des déchets radioactifs (Andra) vient de rendre sa copie mise à jour, concernant le chiffrage du projet. C’était à prévoir : la facture sera plus salée que prévu. En préambule de ce nouveau chiffrage, l’Andra a rappelé la difficulté d’un tel exercice. Il s’agit, en effet, d’évaluer le coût de construction, d’exploitation et de démantèlement du projet sur une période de plus de 150 ans !

L’estimation de ces coûts, reposant sur une période allant de janvier 2016 à l’horizon 2170, est comprise entre 26,1 et 37,5 milliards d’euros. L’écart compris entre l’estimation haute et l’estimation basse est notamment lié à des incertitudes sur le niveau de la fiscalité pour toute la durée du projet. L’Andra annonce ainsi un écart de 7,4 milliards d’euros sur ce point, entre l’hypothèse haute et l’hypothèse basse. En parallèle, l’Andra a prévu une enveloppe de provisions située entre 0,5 et 1,9 milliard d’euros pour couvrir les risques et aléas associés à la réalisation de la construction initiale. Celle-ci a ainsi été estimée entre 7,9 et 9,6 milliards d’euros.

1 à 2 % du coût total de la production électrique d’origine nucléaire

Si la responsabilité des installations de stockage des déchets radioactifs est portée par l’Andra, leur financement est à la charge des producteurs de déchets radioactifs, à savoir EDF, le CEA et Orano. De ce fait, les trois établissements prévoient des enveloppes financières. Dès le début du projet, engagé en 2006, il a été décidé que le financement du site et de son exploitation devait être assuré dès aujourd’hui pour ne pas reporter cette charge sur les générations futures. Si l’enveloppe est colossale, elle ne représente que 1 % à 2 % du coût total de la production électrique d’origine nucléaire associée.

D’abord espérée entre 2035 et 2040, la première livraison de déchets radioactifs devrait finalement avoir lieu à l’horizon 2050. Sa phase d’exploitation devrait donc durer un siècle. Une fois les 80 000 mètres cubes de déchets radioactifs stockés, le site sera démantelé, puis fermé. Si le volume paraît colossal, la moitié de ces 80 000 mètres cubes ont déjà été produits, et les capacités de stockage de Cigéo ne prennent pas en compte les besoins liés aux futurs EPR 2.

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Était-ce la goutte d’eau de trop, qui pourrait faire repasser l’Espagne du côté nucléaire des énergies décarbonées ? Si, pour le moment, la position officielle du gouvernement espagnol n’a pas changé, le récent black-out ranime des tensions dans le pays au sujet de la fermeture des centrales nucléaires. 

À l’heure actuelle, les causes du blackout, qui a secoué l’Espagne la semaine dernière, ne sont pas encore connues. Pourtant, dans le débat public, chacun y va de sa solution pour que cette situation ne se reproduise pas. C’est dans ce contexte que le sujet du nucléaire refait surface. Le pays a, en effet, prévu une sortie du nucléaire avec la fermeture progressive des centrales du pays, en commençant par celle d’Almaraz. Cette centrale, composée de deux réacteurs de 1 045 MW, produit l’équivalent de 8 % de la consommation annuelle du pays et est considérée comme parfaitement fonctionnelle, notamment grâce à des investissements réguliers.

Pourtant, selon le programme officiel signé en 2019 par l’Espagne, ces deux réacteurs devraient être fermés en 2027 et 2028. Du côté de l’opposition comme du côté de l’exploitant de la centrale, on voit l’arrêt de ces deux réacteurs d’un mauvais œil. Selon ces derniers, cette fermeture priverait le pays d’une source d’électricité fiable et pilotable.

Un changement de cap à l’échelle européenne ?

De l’autre côté des Pyrénées, la sortie du nucléaire a été évoquée dès la fin des années 2000, avant d’être actée par le biais d’un programme officiel en 2019. Néanmoins, entre-temps, le monde a changé et le nucléaire a bénéficié d’un regain de popularité partout en Europe. Ainsi, la Belgique qui souhaitait sortir du nucléaire, a décidé de faire volte face et de prolonger ses deux derniers réacteurs Tihange 3 et Doel 4 jusqu’en 2045. La Suède et les Pays-Bas souhaitaient également sortir du nucléaire, mais ont finalement changé d’avis. Même l’idée de relancer le nucléaire fait son chemin en Allemagne.

À l’échelle de l’Espagne, la situation pourrait ainsi changer. D’ailleurs, la plus farouche opposante espagnole au nucléaire, Teresa Ribera, affiche désormais une position nettement plus nuancée qu’auparavant. Si elle a été instigatrice du programme de sortie du nucléaire, en tant que ministre de la Transition écologique, elle prône désormais le pragmatisme en tant que vice-présidente de la Commission Européenne.

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En faisant office de récifs artificiels, les éoliennes offshore pourraient jouer un rôle positif dans le développement de la faune sous-marine. Une startup française veut profiter de l’installation prochaine du parc des Éoliennes flottantes du golfe du Lion (EFGL) pour déployer ses solutions de restauration des milieux aquatiques.

Les parcs éoliens flottants pourraient devenir de véritables Eden sous-marins pour la vie aquatique, grâce à la société Ecocean. Fondée en 2003, l’entreprise française œuvre au service de la biodiversité aquatique, et vient d’installer sur l’un des trois flotteurs du futur parc EFGL (Éoliennes flottantes du golfe du Lion), 32 exemplaires de l’une de ses inventions : la biohut.

Chacune de ces biohuts est constituée de deux cages métalliques. La première est chargée de substrats naturels à base de coquilles d’huîtres, et se destine à renforcer la survie post-larvaire des espèces marines. La seconde cage, vide, sert de refuge aux poissons juvéniles, et leur permet de se protéger des prédateurs.

Quasiment finis, les trois flotteurs, construits sur le site Eiffage Métal de Fos-sur-Mer, vont bientôt être remorqués jusqu’à Port-la-Nouvelle. Là-bas, ils recevront leurs éoliennes avant d’être définitivement installés à 16 km de la côte. Pour rappel, ce projet de 3 éoliennes flottantes, pour un total de 30 MW, devrait être mis en service d’ici la fin de l’année 2025.

Des installations dédiées aux éoliennes et aux installations photovoltaïques flottantes

Voilà presque 10 ans que Écocean et Ocean Winds, porteur du projet EFGL, travaillent en collaboration pour rendre possible la mise en place de ces refuges aquatiques sur les flotteurs d’éolienne. Déjà, en 2019, une vingtaine de ces biohuts avaient été installées sur BoB, une bouée d’observation destinée à préparer l’installation des éoliennes flottantes.

Ces outils ne sont pas exclusifs aux éoliennes offshores. Plusieurs de ces dispositifs ont été installés sur des parcs photovoltaïques flottants. C’est notamment le cas sur le parc solaire flottant de Bomhofsplas, d’une surface totale de 18 hectares. Trois ans après leur installation, ils auraient permis une augmentation considérable de la présence de faune aquatique, que ce soit des invertébrés ou des poissons.

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Depuis le sommet du Cheval Blanc (Suisse), à 2 830 mètres d’altitude, l’idée de créer une station de pompage turbinage entre les réservoirs du Vieux Émosson et de l’Émosson sonne presque comme une évidence, grâce aux 300 mètres dénivelé qui les séparent. Après 14 ans de travaux, la STEP Nant de Drance et ses 20 GWh de capacité fonctionnent à merveille, en témoigne son rendement record.

Moins de trois ans après sa mise en service, la STEP suisse Nant de Drance tourne à plein régime et prouve son parfait fonctionnement. Sur l’année 2024, la centrale a fonctionné, en moyenne, 18 heures par jour, et ses turbines ont cumulé 19 000 heures de fonctionnement. Résultat : l’installation a consommé 1 176 GWh d’électricité pour en restituer 974 GWh à des moments clés, afin de stabiliser le réseau national suisse. En d’autres termes, la batterie géante de 20 GWh affiche un rendement de 82 % !

La STEP : solution la plus efficace pour stocker de grandes quantités d’énergie

Cet outil de stockage d’énergie est le fruit d’un investissement financier colossal.  Si le budget prévisionnel a quasiment été respecté, ce sont plus de 2 milliards de francs suisses qui auront été nécessaires à la construction de l’ouvrage. Mais le jeu en vaut la chandelle. Si le coût global est élevé, le prix par MWh de capacité de stockage, situé à environ 110 000 €/MWh, est très intéressant, en comparaison à d’autres technologies.

Pour s’en convaincre, il suffit de prendre l’exemple de la future plus grande batterie stationnaire (BESS) de France, qui sera bientôt mise en service du côté de Reims. D’une capacité de 480 MWh, cette installation devrait nécessiter 100 millions d’euros, soit près de 208 000 €/MWh.

Une durée de vie quasi infinie

Certes, la BESS a pour elle un rendement supérieur, dépassant les 90 %. Néanmoins, sa durée de vie devrait être nettement inférieure. Les batteries au lithium qui la compose perdent en capacité au fil du temps, et leur durée de vie est généralement estimée aux alentours de 15 ans. De son côté, la durée de vie de la STEP devrait allègrement dépasser les 60 ans, voire dépasser le siècle selon l’entretien réalisé.

Si l’impact environnemental direct d’une STEP sur l’environnement est généralement plus important qu’une BESS, la centrale Nant de Drance profite de deux barrages existants, créés en 1955 et 1976, autour desquels de véritables écosystèmes se sont déjà créés. Pour compenser l’impact de la nouvelle construction, le projet suisse inclut 14 mesures de compensation environnementale, dont huit d’entre elles ont déjà été réalisées.

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La startup brestoise Eolink va enfin pouvoir démarrer l’assemblage de son prototype d’éolienne flottante de 5 MW. Grâce à une structure singulière, cette éolienne permet de réduire la quantité nécessaire de matériaux tout en assurant une meilleure résistance aux turbines de grande puissance. 

Chez Eolink, on croit dur comme fer que l’union fait la force, et ça se voit. Pour permettre le développement de l’éolien flottant à grande échelle, la startup française préfère miser sur quatre mâts inclinés par turbine, plutôt qu’un seul mât vertical. Pour prouver l’efficacité de ce concept, l’entreprise s’apprête à assembler un prototype à taille réelle sur le port de Brest. Celui-ci vient, en effet, de recevoir une livraison en provenance de Chine, comprenant les différents modules de cette éolienne à la structure singulière.

Ces sortes de Lego géants devraient donner naissance à une éolienne composée, non pas d’un mât, mais de quatre mâts, lui donnant une forme pyramidale. L’objectif ? Mieux répartir les contraintes mécaniques des turbines de grande puissance (jusqu’à 20 MW), tout en permettant une réduction de la taille du flotteur. La taille de ce prototype pré-commercial reste colossale puisque l’ensemble devrait dépasser les 2000 tonnes, et atteindre 150 mètres de hauteur en bout de pale.

Objectif : l’industrialisation

L’assemblage de l’éolienne devrait nécessiter un an de travail, et jusqu’à 80 salariés sur le quai dédié aux EMR du port de Brest. Une fois monté, le prototype sera remorqué jusqu’au large du Croisic pour être ancré sur le site du SEM-REV, et ainsi tenir compagnie à Floatgen, la première éolienne flottante de France. La production de l’éolienne devrait être équivalente à la consommation annuelle de 7 000 habitants.

Eolink espère une mise en service de son éolienne au printemps 2027. Celle-ci devrait être testée pendant environ 5 ans, puis permettre la mise en place d’une filière industrielle pour accélérer la fabrication des éoliennes commerciales. Dans le même temps, le port de Brest poursuit sa métamorphose pour devenir un haut-lieu de l’assemblage d’éoliennes flottantes. Ce n’est d’ailleurs pas un hasard si la Cité du Ponant vient d’accueillir l’édition 2025 du FOWT (Floating offshore wind turbines), un salon international dédié à l’éolien offshore. Si le prototype tenait ses promesses, Eolink pourrait fortement contribuer au déploiement des turbines de 20 MW, qui sont prévues dans plusieurs appels d’offres européens, y compris celui du futur parc Bretagne sud.

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La France continue de s’armer pour assurer sa transition énergétique, notamment en matière de terres rares. Dernier exemple en date : une nouvelle ligne de production de néodyme et de praséodyme issus du recyclage de métaux et destinés aux aimants permanents, à La Rochelle.

Le chimiste belge Solvay a décidé de rapprocher le destin de son usine « Rhodia Opérations La Rochelle » de son glorieux passé, grâce à l’inauguration d’une nouvelle ligne de traitement de terres rares nécessaire aux aimants permanents. Créé en 1948, sous le nom de Société française des terres rares, le site de La Rochelle est longtemps resté le premier producteur mondial de terres rares, en produisant notamment du mischmétal, un alliage de différentes terres rares destiné à la fabrication de pierres à briquet.

Toujours située sur le port industriel de Chef-en-Baie, la nouvelle ligne de production devrait, cette fois, permettre la production de néodyme et de praséodyme, deux matériaux indispensables à la fabrication des aimants permanents largement utilisés dans les voitures électriques. En fonction des résultats de cette nouvelle ligne, Solvay pourrait investir plus de 100 millions d’euros pour y produire jusqu’à 30 % de la demande européenne.

L’Europe travaille sur sa souveraineté énergétique

À l’heure actuelle, 92 % de ces matériaux indispensables à certains moteurs et générateurs électriques (dits à aimants permanents) sont produits en Chine, une situation qui rend l’Europe très dépendante à la Chine. Dans une volonté de gagner en indépendance et en souveraineté, l’heure est à la relocalisation de la production de certains éléments critiques, en particulier en France.

Ainsi, cette inauguration fait écho au début de la construction de l’usine Caremag, dans les Pyrénées-Atlantiques. Porté par l’entreprise Carester, ce projet industriel est également destiné à permettre la production européenne de terres rares grâce à des filières de recyclage. Le site de Caremag devrait produire du néodyme et du praséodyme, comme La Rochelle, mais également de l’oxyde de dysprosium et de terbium, pour atteindre jusqu’à 15 % de la production mondiale. En parallèle, plusieurs sites de production de panneaux photovoltaïques sont dans les cartons, dont la gigafactory CARBON, dont le permis de construire a été validé à Fos-sur-Mer. Face aux ambitieux objectifs de la PPE3, en matière d’énergies renouvelables, la réussite de ces projets apparaît plus décisive que jamais.

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Plus que jamais sous le feu des critiques, la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE3) sera-t-elle un jour publiée ? Cette fois, c’est la présidente de la Commission de régulation de l’énergie (CRE) qui donne son avis sur la question, tandis que le premier ministre a décidé de reporter la publication du document à la fin de l’été.

À quoi ressemblera finalement la nouvelle Programmation pluriannuelle de l’énergie ? Depuis plusieurs mois maintenant, le projet de décret agite la vie politique française. Et pour cause, les enjeux sont immenses, puisque le document est censé définir la feuille de route énergétique du pays pour les 10 prochaines années.

Parmi les principales critiques émises à l’encontre du document, la place des énergies renouvelables revient régulièrement. Cette fois, c’est au tour d’Emmanuelle Wargon, présidente de la CRE, de donner son avis sur le sujet. Loin de remettre en question l’importance des énergies renouvelables, elle a souligné l’importance d’électrifier les usages pour permettre la décarbonation du mix énergétique français, et pour permettre au pays de gagner en souveraineté énergétique. Toutefois, elle a indiqué qu’il était nécessaire de « tenir compte du décalage de la demande en électricité ». En effet, pour l’heure, les usages peinent à s’électrifier, et la consommation française retrouve difficilement des couleurs depuis la crise du Covid.

De ce fait, Emmanuelle Wargon a proposé de « revoir légèrement à la baisse » les objectifs de la PPE3 en matière de capacité de production photovoltaïque et éolienne, afin d’éviter une trop grande différence entre production et consommation. Elle a également rappelé l’importance de publier la PPE3 le plus rapidement possible pour accélérer la sortie des énergies fossiles.

La PPE3 sera-t-elle publiée un jour ?

Cependant, le gouvernement, lui, ne semble pas pressé de publier le document. Le 28 avril, François Bayrou a annoncé un report de la publication de la PPE3 à la fin de l’été. Pour l’occasion, le document, qui devait initialement être publié sous forme de décret, prendra la forme d’un texte de loi qui sera discuté à l’Assemblée nationale durant le mois de juin.

Suite à cette annonce, le Syndicat des énergies renouvelables a déploré une situation qui « plonge l’ensemble des filières renouvelables dans une profonde incertitude ». Le report du texte risque de ralentir le développement de filières industrielles dédiées aux énergies renouvelables. Rien qu’au sujet de l’éolien offshore, cette situation pourrait potentiellement retarder les futurs appels d’offres, en particulier AO10, donc l’attribution est prévue à la fin de l’année 2026.

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Les pannes de courant n’arrivent pas qu’aux autres. Voici les meilleures solutions qui permettent de continuer à avoir de l’électricité en cas de défaillance du réseau, qu’il s’agisse d’un blackout national ou d’une petite coupure locale.

L’électricité est tellement ancrée dans notre quotidien qu’il nous paraît inconcevable de devoir s’en passer pendant plusieurs heures, voire même plusieurs jours. Pourtant, les évènements récents viennent nous rappeler que, si ces situations sont rares, elles peuvent arriver, même dans les pays les plus développés. Outre la tempête Ciaran, qui avait entraîné des coupures d’électricité de plusieurs jours en 2023, la récente méga-coupure de courant en Espagne et au Portugal a paralysé les deux près d’une vingtaine d’heures.

Grâce au développement massif des technologies de batterie au lithium, il n’a jamais été aussi facile de se prémunir des coupures d’électricité de quelques minutes ou quelques heures. En revanche, pour les incidents plus longs, le groupe électrogène reste difficilement remplaçable.

➡️ Option 1 : la batterie nomade

Jusqu’à il y a une dizaine d’années, le recours au groupe électrogène constituait la meilleure option pour réalimenter son logement en cas de coupure de courant. Mais la baisse des prix des batteries au lithium les a rendues beaucoup plus pratiques pour faire face à ces évènements. Les batteries de plusieurs kilowattheures (kWh) constituent donc la solution la plus pratique et la plus économique pour réalimenter quelques appareils électriques de la maison. Pour prolonger leur autonomie, il est même possible de les raccorder à des panneaux photovoltaïques dédiés, qui seront particulièrement pratiques pendant les périodes ensoleillées.

Ces batteries nomades ont l’avantage de fournir du courant de 5 à 12 V DC pour les appareils électroniques comme les smartphones et ordinateurs portables, ainsi que du courant 230 V pour alimenter de l’électroménager. Toutefois, leur puissance est variable, de quelques centaines à plusieurs milliers de watts (W). De ce fait, elles pourront être suffisantes pour réalimenter des lumières, une TV, des volets roulants ou encore un frigo. Néanmoins, elles ne seront souvent pas adaptées pour les appareils de chauffe : plaques de cuisson, bouilloire et autre machine à laver.

La batterie Ecoflow Delta 2 Max / Image : RE.

➡️ Option 2 : la voiture électrique via le V2L

Il est également possible d’utiliser la batterie de sa voiture électrique pour alimenter des appareils électriques, voire la maison entière. Si cette solution est idéale sur le papier, elle est néanmoins conditionnée à plusieurs critères.  D’abord, il faut posséder un véhicule compatible avec le vehicle-to-load (V2L) et/ou le vehicle-to-home (V2H). En France, la liste est courte, mais elle s’étoffe rapidement. On peut tout de même citer la très récente Renault 5. D’autre part, cette solution n’est valable que pour les maisons : difficile de tirer une rallonge entre sa voiture et son appartement situé en étage élevé.

Enfin, en cas de coupure de courant prolongée, mieux vaut éviter d’utiliser toute la batterie de sa voiture électrique, s’il s’agit de l’unique moyen de transport du foyer. Sous peine de ne plus avoir de moyen de se déplacer. Rappelons que si en ville, de nombreux commerces et services sont accessibles à pied ou à vélo, il en va autrement en zone rurale, où la voiture est souvent indispensable pour se déplacer.

Une Kia EV6 alimentant un toaster à paninis grâce au V2L / Image : Automobile Propre.

➡️ Option 3 : le groupe électrogène

S’il fonctionne à l’énergie fossile, le groupe électrogène reste aujourd’hui le moyen le plus fiable et le plus économique à l’achat pour réalimenter son logement, ou une partie de son logement en cas de coupure de courant. Moyennant 400 €, un modèle d’entrée de gamme suffira à répondre aux besoins de presque toute la maison, en termes de puissance, grâce aux quelque 2 500 W que l’on peut attendre à ce prix. De plus, le groupe électrogène a un avantage de taille que les batteries nomades n’ont pas : une grande autonomie qui peut être facilement régénéré grâce à un bidon d’essence, des bouteilles de gaz, voire de l’éthanol. À l’inverse, la recharge de la batterie nomade via des panneaux solaires ne se fera que selon le bon vouloir des nuages.

Outre ses émissions de CO2, le groupe électrogène a deux défauts principaux. D’abord, sa consommation d’essence le rend moins économe à l’utilisation qu’une batterie lithium. Enfin, sur les modèles d’entrée de gamme, le courant délivré peut manque de stabilité, ce qui peut potentiellement altérer le fonctionnement des appareils électroniques. Enfin, il doit impérativement être installé à l’extérieur, pour éviter toute intoxication par les fumées d’échappement. Une règle que tout le monde ne respecte pas lors de coupures. Les hospitalisations et décès dûs à des intoxications, notamment au monoxyde de carbone, sont hélas courantes lors de pannes de grande ampleur.

Le générateur essence acheté à la hâte pour parer à la longue coupure d’électricité / Image : Kevin Champeau.

➡️ Option 4 : la centrale solaire avec batterie hors réseau

Pour réellement faire face à un potentiel blackout, peu importe sa durée, la meilleure solution consiste à associer une batterie domestique de grande capacité à une centrale photovoltaïque. Si l’installation est correctement pensée et installée (notamment équipée d’un disjoncteur qui peut automatiquement isoler le foyer du réseau lors d’une coupure), elle pourra permettre le fonctionnement du logement en totale autonomie. L’endurance sera élevée si la panne de courant a lieu en été. En plein hiver et par mauvais temps, conserver une autonomie totale reste un défi difficile à atteindre, surtout si le mode de chauffage est électrique.

Un parc de batteries hors-réseau couplé à une centrale solaire chez un particulier en Martinique / Image : YB.

Les bons réflexes, pour faire face à une coupure de courant

Les coupures de courant étant rarement prévisibles, il convient de régulièrement vérifier le niveau de charge de sa batterie de secours pour ne pas être surpris le jour où on en a réellement besoin. De la même manière, un groupe électrogène n’est utile que si on a de l’essence à disposition. Il est donc important d’avoir un peu d’essence chez soi en cas de besoin, ainsi que tout le nécessaire pour utiliser le groupe électrogène.

➡️ Prioriser les appareils peu énergivores

Que l’on dispose d’une simple batterie mobile de quelques centaines de Wh, ou d’une batterie domestique de plusieurs dizaines de kWh, en cas de coupure, les réflexes doivent être les mêmes. En premier lieu, il s’agit de prioriser les équipements à réalimenter en fonction de la puissance et de la capacité dont on dispose.

Les plus petits appareils, à savoir les smartphones, lumières et autres ordinateurs portables, sont peu gourmands en électricité. En conséquence, leur alimentation ne pose généralement pas de problème. À l’inverse, tous les appareils destinés à chauffer seront souvent proscrits, ou leur utilisation fortement limitée. On pense aux radiateurs, bouilloires, fours, plaques de cuisson et autres sèche-cheveux.

Côté nourriture, il faudra veiller à réalimenter le plus rapidement possible le frigo. Le congélateur, lui, peut être privé d’électricité pendant environ 24 heures s’il est à moitié plein, et jusqu’à 48 heures s’il est entièrement rempli. Dans ces conditions, il se maintiendra à bonne température pendant plus longtemps.

➡️ Ne pas négliger les bonnes vieilles bougies

Les bougies restent le meilleur allié en cas de coupure. Se préparer à une coupure de courant nécessite une organisation parfois difficile à mettre en place. Pour toujours être prêt à faire face à une coupure de quelques heures, l’essentiel est d’avoir quelques bougies et un stock d’allumettes facilement accessible dans son logement. Les plus prévoyants ajouteront à cette liste une radio à pile pour se tenir informé de la situation, quelques bouteilles d’eau et un peu de vivres.

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