Les centres de données et l’intelligence artificielle sont de plus en plus gourmands en électricité. Et dans la course pour trouver des solutions bas-carbone pour les alimenter, Google vient de faire un nouveau pas de géant.

À l’automne 2024, Google et Kairos Power avaient annoncé la signature d’un contrat pour le déploiement de petits réacteurs modulaires — ou SMR pour Small Modular Reactor — destinés à assurer au géant du numérique, un approvisionnement stable en électricité bas-carbone. Au moment où le développement de l’intelligence artificielle rend les centres de données toujours plus gourmands en énergie. Objectif affiché : atteindre les 500 mégawatts électriques (MWe) installés dès 2035 grâce à plusieurs SMR Kairos Power.

Dans l’ombre, le projet a avancé. Et aujourd’hui, Google confirme l’emplacement de celui qui sera le premier de la liste de ses petits réacteurs modulaires. Il sera implanté à Oak Ridge, dans le Tennessee, sur le site où Kairos Power a déjà lancé la construction d’un réacteur nucléaire de 4^e génération de démonstration, le réacteur Hermes. Un réacteur à haute température refroidi par des sels fondus et dont le combustible se compose d’uranium TRISO et de Flibe — un mélange de fluorures de lithium et de béryllium. Le premier non refroidi par eau à obtenir une autorisation de construction aux États-Unis depuis 50 ans.

Le SMR Hermes 2, ce sera un réacteur de 50 MW. Et l’intention, c’est de fournir, grâce à lui, l’énergie dont les centres de données de Google ont besoin dans le Tennessee et dans l’Alabama voisin. Le tout dès 2030 via un contrat d’achat d’électricité conclu avec Tennessee Valley Authority (TVA). De quoi, au passage, venir renforcer aussi l’approvisionnement du réseau électrique local. Alors que tout le monde espère que les enseignements tirés du développement et de l’exploitation du réacteur nucléaire Hermes 2 puissent contribuer à réduire le coût des futurs SMR.

Google, pas le seul à lorgner sur les petits réacteurs modulaires

Localement, cela pourrait profiter aux industriels dont les besoins en électricité augmentent et qui pourraient alors jouir d’une technologie innovante, relativement bon marché et bas-carbone pour développer leurs productions.

Dans le monde du numérique, Google n’est pas le seul acteur à lorgner sur le nucléaire pour l’alimentation de ses centres de données. Le géant du cloud computing, Oracle, par exemple, a, lui aussi, déjà annoncé détenir désormais un permis pour construire 3 SMR pour une puissance totale d’un gigawatt (GW). Microsoft, de son côté, a signé un contrat d’achat d’électricité avec Constellation Energy lui garantissant que l’unité 1 de la centrale nucléaire de Three Mile Island pourra être mobilisée pour alimenter ses centres de données.

L’article On sait où sera construit le premier réacteur nucléaire de Google est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Dans le monde, la production d’électricité reste dominée par le charbon. Mais la fin de son règne est proche, selon les experts de l’Agence internationale de l’énergie (AIE). Et il sera détrôné par les énergies renouvelables.

Sur la première moitié de l’année 2025, la consommation mondiale d’électricité a encore fortement augmenté. Le résultat, selon le dernier rapport de l’Agence internationale de l’énergie (AIE) à ce sujet, de demandes toujours plus importantes, notamment de la part de l’industrie, des centres de données et des particuliers — électroménager, climatisation, mobilité électrique. Et les prévisions de croissance pour le reste de l’année ainsi que pour 2026 sont du même ordre. Autour de 3,5 %. Un chiffre à la fois un peu moindre que la hausse de la demande enregistrée en 2024 — à savoir 4,4 % — et bien supérieur à la moyenne de 2015-2023 — à savoir 2,6 %. Finalement, une demande d’électricité qui devrait augmenter cette année plus de deux fois plus vite que la demande totale d’énergie.

Une bonne nouvelle puisque l’on entend partout que pour décarboner, il faut électrifier. Mais c’est encore à nuancer un peu. Car sur le premier semestre 2025, par exemple, l’AIE nous apprend qu’en Europe, la production solaire photovoltaïque a bien battu des records, mais qu’il a été enregistré une augmentation de la production d’électricité à partir de gaz fossile et de charbon. La faute à une production éolienne et hydraulique en difficulté. Résultat, des émissions mondiales de dioxyde de carbone (CO₂) liées à la production d’électricité qui devraient stagner cette année, avec une légère baisse seulement prévue en 2026.

La forte croissance de l’éolien et du solaire, mais aussi du nucléaire

Pourtant, les experts restent optimistes. Ils estiment que l’éolien et le solaire photovoltaïque devraient couvrir plus de 90 % de la hausse de la demande mondiale d’électricité en 2025. En 2024, cette production renouvelable avait déjà franchi la barre des 4 000 térawattheures (TWh). Cette année, elle devrait atteindre les 5 000 TWh. Et elle pourrait viser les 6 000 TWh en 2026.

Autre bonne nouvelle, l’AIE prévoit que la production solaire et éolienne dépasse la production à partir de charbon au plus tard en 2026. À ce moment-là, la part du combustible fossile sera tombée sous les 33 %. Une première depuis un siècle ! Alors que la part des énergies renouvelables dans le mix électrique sera passée, en 20 ans, de 1 à 20 %.

La production mondiale d’électricité d’origine nucléaire, quant à elle, est également en passe d’atteindre un nouveau record en 2025. Elle poursuivra sa progression en 2026. Une croissance portée par le redémarrage de centrales au Japon, la forte production aux États-Unis et en France, et la mise en service de nouveaux réacteurs en Chine, en Inde, en Corée et dans plusieurs autres pays. En 2026, le nucléaire devrait produire quelque 3 000 TWh.

L’article L’éolien, le solaire et le nucléaire pourraient détrôner le charbon dès 2026 est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Le vent ne souffle pas en permanence. Tout le monde le sait. L’ennui, c’est quand les périodes sans vent se prolongent. Et des chercheurs estiment que cela pourrait arriver dans notre hémisphère nord avec le réchauffement climatique.

Une capacité installée de plus de 1 100 gigawatts (GW) et qui pourrait atteindre les 6 000 GW dès 2050. Déjà quelque 8% de l’approvisionnement mondial en électricité. Rien ne semble en mesure d’arrêter le déploiement de l’énergie éolienne. Pas si sûr, notent aujourd’hui des chercheurs chinois. Dans la revue Nature Climate Change, ils publient leur analyse d’un phénomène qu’ils estiment en plein développement, le phénomène dit de « sécheresse éolienne ».

De plus en plus de « sécheresses éoliennes »

Pour comprendre, rappelons que le vent est un déplacement d’air. Des zones de haute pression vers les zones de basse pression. Le tout résultant des températures inégales à la surface de notre Terre. Avec le réchauffement climatique qui ne frappe pas de la même manière toutes les régions du monde, les régimes de vent ont tendance à être modifiés. Selon le Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (Giec), la vitesse moyenne du vent a ainsi légèrement diminué depuis les années 1980.

Et celles que les chercheurs appellent les « sécheresses éoliennes », ce sont des périodes prolongées durant lesquelles le vent ne souffle pas. Ou peu. De quoi réduire les possibilités de production d’énergie éolienne. Ça se produit déjà aux États-Unis, en Chine, au Japon. Et même en Europe. En Allemagne, par exemple, au cours de l’hiver dernier. Les prix de l’électricité ont alors explosé.

Selon les travaux des chercheurs chinois, ces situations de sécheresse éolienne pourraient se multiplier et s’allonger de 15% d’ici la fin de ce siècle dans une grande partie de notre hémisphère nord. Notamment sous nos latitudes moyennes. Y compris dans le cas d’un scénario de réchauffement modéré. L’étude évoque même des sécheresses éoliennes « prolongées » susceptibles de « menacer la sécurité de l’énergie éolienne mondiale ». Celles-ci pourraient se voir allonger en 20%.

Les chercheurs estiment par ailleurs que, quel que soit le scénario, d’ici 2100, 15% des éoliennes terrestres de l’hémisphère nord seront même exposées à un risque « grave » de sécheresse éolienne record. Des événements susceptibles de durer de 6 à 15 jours. Le phénomène serait dû au fait que l’Arctique se réchauffe plus vite que le reste de la planète. Et cela explique en partie au moins que l’hémisphère sud, lui, devrait voir la fréquence et l’intensité de ses sécheresses éoliennes diminuer.

Des solutions pour atténuer leurs effets

Pour atténuer ces effets néfastes du réchauffement climatique sur la production éolienne, pas de grand secret. L’idéal est de la combiner à d’autres technologies bas carbone comme le solaire, l’hydraulique, le nucléaire ou même l’éolien en mer – non visé par l’étude. Le stockage aura aussi son rôle à jouer. Tout comme les interconnexions entre pays. Les chercheurs soulignent en effet par exemple que les périodes de sécheresse éolienne au Royaume-Uni ont tendance à coïncider avec des périodes de forte production en Espagne.

L’article Le réchauffement climatique, un fléau pour l’éolien ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Le principe de la brique réfractaire est presque aussi vieux que le monde. Mais des chercheurs ont amélioré le principe, en créant des briques chauffantes par effet joule, en consommant directement l’électricité. Ils espèrent proposer ainsi une solution de décarbonation à l’industrie.

Le prestigieux Massachusetts Institute of Technology (MIT, États-Unis) l’avait annoncé en toute fin d’année dernière. Sa spin-off baptisée Electrified Thermal Solutions venait de développer une brique réfractaire conductrice d’électricité étonnamment efficace. Et voici que seulement quelques mois plus tard, Electrified Thermal Solutions signe, pour la fabrication de ces E-briques, un accord avec HWI, l’un des plus grands fournisseurs de réfractaires aux États-Unis.

Des briques non seulement réfractaires, mais aussi électriques

Pour bien comprendre, il faut savoir que des briques réfractaires en argile sont utilisées depuis des siècles — voir des millénaires — comme accumulateurs de chaleur. On en trouve dans les fours et les cheminées. Et stocker la chaleur, c’est bien ce que font les briques d’Electrified Thermal Solutions. Pendant des heures — voire des jours. En étant capables de restituer ensuite des températures allant jusqu’à 1 800 °C. Des températures qui pourraient suffire à alimenter certains procédés industriels encore très consommateurs d’énergies fossiles et parmi les plus difficiles à décarboner. La production de ciment, d’acier, de verre ou encore de papier, par exemple. Le tout à un prix défiant celui des combustibles fossiles.

Le petit truc en plus de ces E-briques en céramique placées dans de simples boîtiers métalliques, comme leur nom le laisse entendre, c’est qu’elles sont conductrices d’électricité. Alimentées par des énergies renouvelables, elles produisent elles-mêmes directement la chaleur nécessaire. Elles restent tout de même bon marché puisqu’elles peuvent être produites à partir des chaînes d’approvisionnement et par les fabricants historiques. Leur composition étant similaire à 98 % aux bonnes vieilles briques réfractaires de nos aïeux.

Bientôt une batterie thermique redoutablement efficace

Le partenariat signé avec HWI a pour objectif d’aboutir à la commercialisation d’une véritable batterie thermique construite à partir de E-briques. Le tout en comptant sur les 160 ans d’expérience du fournisseur de réfracteurs. Et sur ses usines existantes. Ainsi, Electrified Thermal Solutions projette la mise sur le marché d’un premier système Joule Hive avant la fin de cette année. Et d’ici 2030, la startup basée à Boston souhaite déployer 2 gigawatts (GW) d’énergie thermique dans l’industrie.

L’article Comment ces briques conductrices d’électricité vont décarboner l’industrie lourde est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

L’entreprise française CréaWatt, qui produit des panneaux photovoltaïques souples, est en difficulté depuis plusieurs mois. Le tribunal de commerce d’Orléans vient de prononcer sa mise en redressement judiciaire.

CréaWatt, c’est une entreprise française, lancée en mars 2020 dans le Loiret. Elle propose des panneaux solaires photovoltaïques qui peuvent être installés sur des bâtiments dont les structures ne permettent pas de supporter les solutions plus classiques. Des panneaux solaires sans aluminium ni verre, seulement avec de la fibre de verre et de la résine polyester. Plus souples et plus légers, donc. Mais aussi faciles à installer grâce à un système de bandes autoagrippantes développé en collaboration avec Velcro. À l’image de certains panneaux photovoltaïques qui se posent sur les camping-cars. Une solution baptisée Luxsiol à base de panneaux six fois plus légers que les modèles traditionnels — de l’ordre de 3,2 kilos par mètre carré contre environ 20 kg/m² plus habituellement — et susceptibles d’ouvrir à CréaWatt un marché estimé à 100 millions de mètres carrés de toits.

De belles ambitions affichées récemment

En début d’année, Jean-Noël Gaine, le fondateur de CréaWatt, un ancien installateur de panneaux solaires photovoltaïques, annonçait crouler sous les commandes. Venues de l’étranger, notamment à cause d’une administration et d’assurances françaises jugées frileuses. Des clients industriels qui souhaitaient, par exemple, équiper leurs camions frigorifiques. Ou des armées désireuses d’installer des panneaux solaires sur des tentes ou des hôpitaux de campagne.

CréaWatt affichait alors encore de belles ambitions. Investir entre 15 et 20 millions d’euros — avec une aide de l’ordre de 3,5 millions d’euros venant de l’État — et embaucher des dizaines de personnes pour monter sa propre ligne de fabrication en France. Parce que jusqu’ici, la cinquantaine de salariés ne faisaient que de l’assemblage à partir de cellules fabriquées en Chine par le partenaire de CréaWatt, Sunman. Les premières machines devaient arriver au mois de juin dernier.

CréaWatt en sursis

Et voici que ce mercredi 16 juillet, le tribunal de commerce d’Orléans a placé l’entreprise en redressement judiciaire. En cause, justement, le projet de ligne de fabrication qui semble ne pas s’être déroulé comme espéré. Avec, entre autres, une aide de l’État qui ne serait toujours pas arrivée. Les commandes, de leur côté, ont commencé à diminuer. Les salariés, eux, n’auraient pas été payés depuis deux mois.

Pour sortir de l’impasse, CréaWatt envisage d’ouvrir son capital à un nouvel actionnaire. Étranger, peut-être. Il viendrait soutenir Jean-Noël Gaine et le groupe de BTP Baudin Châteauneuf — au capital à hauteur de 20 % —, déjà partenaires. Objectif : injecter de la trésorerie et soutenir un plan de continuation qui pourrait être validé lors d’une audience au tribunal prévue le 3 septembre prochain.

L’article Ce fabricant français de panneaux solaires souples est en redressement judiciaire est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Ce 1^er août 2025, les tarifs réglementés de l’électricité vont encore évoluer. Mais la nouvelle n’est pas complètement mauvaise. En tout cas, pas pour tout le monde…

Dans la vie, il arrive toujours un jour où on se fait rattraper par la patrouille. Et ce jour arrivera le 1^er août prochain. La France devra alors s’aligner sur le droit européen et harmoniser les taux de TVA qu’elle applique sur son électricité. Comprenez qu’alors que jusqu’ici, une TVA réduite de 5,5 % était appliquée sur le tarif de nos abonnements, celle-ci va passer à 20 %, comme c’est déjà le cas de la TVA sur nos consommations. Parce que l’Europe ne veut pas d’une double taxation pour une prestation qu’elle juge « unique ».

Pour éviter la soupe à la grimace et compenser, au moins en partie, cette hausse de la TVA, le gouvernement a validé l’idée d’un abaissement de l’accise, d’une part, et du TURPE, d’autre part. Ça mérite sans doute quelques explications.

Compenser la hausse de la TVA en réduisant d’autres taxes

Rappelons d’abord que l’accise sur l’électricité correspond à la taxe payée par tous les consommateurs finaux. Elle est collectée par les fournisseurs d’énergie et reversée au budget général de l’État. Au 1^er août 2025, cette accise, donc, passera de 33,70 à 29,98 euros du mégawattheure (€/MWh).

Le TURPE, quant à lui, c’est le Tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité. Il vise à couvrir les coûts de développement, de maintenance et d’exploitation supportés par les gestionnaires de réseaux. Et il avait connu une augmentation de 7,7 % en février dernier. Le 1^er août prochain, il baissera lui aussi d’un peu plus de 2,5 %.

Le prix du kilowattheure en légère baisse

Le tout ramènera le prix réglementé du kilowattheure (kWh) de 0,2016 à 0,1952 € en option base. Soit une baisse d’environ 3 %. Et vous l’aurez compris, avec une hausse de la TVA sur le prix de l’abonnement bien plus importante, le changement profitera surtout aux gros consommateurs.

Pour les petits consommateurs — en résidence secondaire ou dans un studio —, la baisse du prix du kWh ne suffira pas à compenser la hausse de l’abonnement. Pour une consommation de l’ordre de 1 000 kWh/an (9 kVA), il faut s’attendre, par exemple, à une hausse de la facture de presque 5 %. La Commission de régulation de l’énergie (CRE) indique cependant qu’autour d’une consommation de l’ordre de 4 000 kWh/an, le changement sera neutre. Avant de basculer vers le positif et une baisse de facture de plus de 2 % pour une consommation annuelle de 15 000 kWh (9 kVA et option heures pleines/heures creuses).

L’article Pourquoi le prix de l’électricité va baisser le 1er août malgré une hausse de la TVA ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

La France a collecté presque deux fois plus de panneaux solaires en 2024 par rapport à l’année précédente. Soren, l’éco-organisme chargé de la filière, fait le point.

En France, c’est Soren qui organise la collecte et le traitement des panneaux photovoltaïques usagés. L’éco-organisme a été créé il y a 10 ans maintenant, par les acteurs de l’industrie. Lorsque la réglementation sur les Déchets d’équipements électriques et électroniques (DEEE) s’est étendue aux panneaux solaires. Et Soren vient juste de publier son rapport d’activité 2024, un condensé des chiffres de la filière.

On y apprend d’abord que 17 millions de panneaux solaires ont été vendus en France l’année dernière. C’est 17,2 % de plus qu’en 2023. Le tout pour une puissance même de 36,1 % plus élevée. De l’ordre de 8 085 mégawatts (MW). Pour des panneaux qui restent importés dans 97 % des cas !

Toujours plus de panneaux solaires collectés

Du côté de la collecte, belle progression aussi en 2024. Près de 9 500 tonnes de panneaux photovoltaïques ont intégré la filière. L’année d’avant, Soren n’en avait comptabilisé qu’à peine plus de 5 000 tonnes. À titre de comparaison, le poids des seuls panneaux solaires installés en France en 2024 est estimé à environ 382 000 tonnes.

Sans grande surprise, ce sont les régions du sud de la France qui participent le plus à la collecte. Celles, sans doute, où il y a le plus de panneaux photovoltaïques déjà en fin de vie. Notez que la collecte se fait par apport volontaire — lorsque l’installation compte moins de 40 panneaux solaires — dans l’un des presque 300 centres qui existent dans notre pays ou en ramassage sur site — sur simple demande en ligne dès lors qu’il est question de plus de 40 panneaux. Le tout sans aucuns frais, le coût de la collecte en fin de vie étant déjà réglé lors de l’achat des panneaux neufs, via l’écoparticipation. Pour rappel, les distributeurs ont aujourd’hui l’obligation de reprendre gratuitement un équipement usagé qu’ils remplacent.

86 % des panneaux jetés sont recyclés

Ce que le rapport de Soren montre, c’est que le devenir des panneaux ainsi récupérés reste sensiblement le même, d’année en année. En 2024, plus de 86 % des systèmes ont été recyclés. Comment ? Les panneaux sont d’abord séparés de leur cadre en aluminium et de leur boitier de jonction. Puis ils sont broyés et délaminés et différentes technologies sont mobilisées pour trier les morceaux. De quoi récupérer du verre, de l’aluminium, des plastiques, des métaux et semi-conducteurs. Un peu plus de 8 % ont tout de même fini au rebut. Après test d’électroluminescence, de puissance et d’isolation, les 5 % restant ont été reconditionnés et sont partis pour une seconde vie. Pour des performances presque identiques, ces panneaux solaires peuvent alors être vendus jusqu’à 3 à 4 fois moins cher.

L’article Recyclage des panneaux solaires : la France en a collecté près de 10 000 tonnes en 2024 est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Depuis longtemps, les diagnostics de performance énergétique (DPE) pénalisent l’électricité face aux énergies fossiles. Une révision annoncée pourrait changer la donne.

Une « passoire thermique », c’est un logement énergivore. Un logement classé F ou G sur l’échelle du diagnostic de performance énergétique (DPE). Ceux qui espèrent échapper à ce classement, pour faire des économies ou parce qu’ils comptent louer leur bien (la location d’un logement classé G est interdite depuis ce 1ᵉʳ janvier 2025 et devrait le devenir pour ceux classés F dès 2028), doivent entreprendre des travaux de rénovation énergétique. Mais une annonce de Matignon pourrait bien leur donner un coup de pouce inattendu.

Un coefficient de conversion revu à la baisse pour l’électricité

À compter du 1ᵉʳ janvier 2026, un nouveau coefficient de conversion devrait en effet être appliqué à l’électricité. Pour comprendre, il est bon de rappeler que ce coefficient traduit l’efficacité avec laquelle l’énergie est convertie. Ainsi, pour consommer 1 kilowattheure (kWh) d’électricité en énergie finale dans un logement, l’Europe considérait jusqu’en 2021 qu’il fallait produire 2,58 kWh d’énergie primaire dans une centrale. La faute à des pertes notamment lors du transport de l’électricité par les lignes à haute tension. Le coefficient avait déjà été ramené à 2,3 il y a 4 ans. Et l’Europe avait demandé, il y a quelques mois, à ce que les États membres appliquent, à l’avenir, un coefficient de 1,9. Entre autres parce qu’avec le développement des énergies renouvelables, les déperditions sont moindres.

Un rabaissement du coefficient de conversion de l’électricité à 1,9, c’est exactement ce que notre gouvernement vient d’annoncer. Une bonne nouvelle pour les maisons chauffées à l’électrique, particulièrement les petites surfaces qui utilisent des radiateurs. Au moins du point de vue de leur classement. Sur les 5,8 millions de logements F ou G qu’il y a en France, quelque 850 000 pourraient gagner une classe. Et certains, donc, faire tomber leur étiquette de « passoire énergétique » sans même à avoir à bouger le petit doigt, parce qu’il pourrait même s’appliquer une mise à jour automatique.

Plus juste pour la transition, mais…

Depuis un moment déjà, les experts réclamaient un ajustement du coefficient de conversion de l’électricité. Un ajustement qui refléterait le fait que dans notre pays, la production d’électricité est très largement décarbonée. Et qui rétablirait au moins un peu la balance avec le bois et le gaz. Cette énergie bien fossile, elle, jouit en effet toujours d’un coefficient de conversion très avantageux de 1. D’autant que, selon Matignon, cet écart entre les coefficients des uns et des autres « freine l’électrification des usages, pourtant essentielle à notre stratégie énergétique et climatique ». Et revoir les classements des maisons et appartements pourrait aider à « cibler plus efficacement les aides à la rénovation énergétique sur les logements chauffés aux énergies fossiles ». Ce qui donne peut-être une idée du fond de la réflexion en cours actuellement sur les règles d’attribution de ces aides.

L’ennui, c’est que la manœuvre pourrait aussi décourager les propriétaires de logements chauffés à l’électricité qui auraient des envies de rénovation énergétique. Alors même que leurs consommations resteront importantes et leurs factures, élevées…

L’article Le DPE change enfin pour considérer l’électricité à sa vraie valeur est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Tirer un câble haute tension entre le Maroc et le Royaume-Uni ? Un projet titanesque et un peu fou. Si le gouvernement britannique vient de lui refuser son soutien, l’entreprise britannique Xlinks continue d’y croire.

Lorsqu’il s’agit d’énergie solaire, certains pays sont clairement plus avantagés que d’autres. Le Maroc, par exemple, l’a bien compris. Et il compte en profiter. Pas moins de six grands projets viennent d’être mis sur les rails, pour une capacité globale d’environ 20 gigawatts (GW). La moitié sera destinée à la production d’hydrogène par électrolyse. Avec pour objectif de produire quelque 8 millions de tonnes d’hydrogène vert et de dérivés — comme de l’ammoniac, du carburant de synthèse ou encore de l’acier décarboné. Dont une partie pourrait finir acheminée vers l’Europe.

Le Royaume-Uni, lui, n’est pas nécessairement le plus gâté des pays en matière d’ensoleillement. Alors récemment, une société d’investissement britannique, Octopus Energy, a lancé avec le développeur Xlinks, un projet plus direct pour profiter du soleil du Maroc et alimenter jusqu’à 7 millions de foyers. Celui estimé à 25 milliards de livres sterling — soit presque 29 milliards d’euros — d’une installation photovoltaïque de 7 GW — et éolienne de 3,5 GW — complétée par du stockage par batterie de 5 GW/20 GWh dans la région saharienne de Tan-Tan. Et reliée au Royaume-Uni — du côté du Devon — par une ligne de transport courant continu haute tension (HVDC). Une ligne de pas moins de 3 800 kilomètres qui devait devenir la plus longue liaison électrique sous-marine du monde.

Le projet de ligne sous-marine continuera-t-il sans le soutien du gouvernement ?

Xlinks avait sollicité le soutien du gouvernement. Lui demandant de lui accorder un contrat pour différence (CfD) sur une durée de 25 ans. Un contrat qui lui aurait garanti un tarif supérieur au prix moyen de l’électricité britannique. Mais, après une « évaluation approfondie » et compte tenu du « niveau élevé de risque inhérent » au projet, le ministère britannique de la Sécurité énergétique et de la Neutralité Carbone (DESNZ) vient d’annoncer qu’il n’accèderait pas à cette demande. « Le projet ne s’alignant pas clairement avec la stratégie de développer l’électricité locale au Royaume-Uni. »

Dans un communiqué, Xlinks se déclare « profondément déçu », mais aussi « extrêmement surpris » de cette décision. Selon les estimations de la société britannique, le projet promet en effet « de réduire les prix de gros de l’électricité de plus de 9 % dès la première année – alors même que ces prix sont parmi les plus élevés au Royaume-Uni —, d’engendrer une valeur socio-économique de 20 milliards de livres sterling — soit environ 23,6 milliards d’euros —, dont 5 milliards de livres sterling — quelque 5,9 milliards d’euros — injectés dans les industries vertes du Royaume-Uni, de couvrir 8 % des besoins en électricité du pays à un moment où la demande explose, de réduire les émissions de CO₂ du secteur électrique d’environ 10 % dès la première année, et d’accroître la sécurité énergétique grâce à une diversification accrue de l’approvisionnement et à une dépendance réduite aux importations de gaz. »

Toujours selon le communiqué de Xlinks, « plus de 100 millions de livres sterling — de l’ordre de 118 millions d’euros — ont déjà été investis par des acteurs majeurs du secteur de l’énergie dans le développement du projet ». Et le développeur britannique ne compte donc pas abandonner le projet. Il bénéficie d’ailleurs d’un accord de raccordement de 3,6 GW avec National Grid.

L’article Le méga projet d’interconnexion électrique Maroc – Royaume-Uni en grande difficulté est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Il y a quelques mois, l’Espagne et le Portugal. Puis la Macédoine. Et désormais la République tchèque. En Europe, les black-out se multiplient. Faut-il s’en inquiéter ?

Un black-out, dans le jargon des énergéticiens, ça correspond à l’effondrement d’un réseau électrique. Une panne généralisée qui peut durer plusieurs heures. Il s’en est produit un le 28 avril 2025. L’Espagne et le Portugal ont été touchés. La quasi-totalité de la péninsule ibérique a été plongée dans le noir. Et l’événement a fait la une des journaux. Mais d’autres black-out moins médiatisés se sont produits en Europe ces derniers mois. En Macédoine, à la fin du mois de mai dernier, par exemple.

La République tchèque privée d’électricité

Le dernier black-out en date, c’est celui qui a privé le nord-ouest de la République tchèque et une bonne partie de Prague d’électricité de 12 à 15 h ce vendredi 4 juillet 2025. Pas grand monde n’en a parlé. Pourtant, il mérite qu’on s’y intéresse. En République tchèque, l’éolien et le solaire, régulièrement accusés de mettre en péril l’équilibre des réseaux, ne représentent pas plus de respectivement 1 et 3 % du mix électrique. Pour s’approvisionner, le pays compte surtout sur le charbon et le nucléaire. Alors que s’est-il passé ?

Selon les premières analyses, le black-out en République tchèque a commencé par la chute d’un conducteur sur une ligne à très haute tension puis par la mise hors tension de cette ligne. Le tout entraînant une cascade de déconnexions des unités de production. Et les surcharges réseaux qui vont avec. Pour finir par une perte d’alimentation sur une région tout entière. Une panne, donc, sur une seule ligne a suffi à interrompre le transport de l’électricité à grande échelle.

La règle de sûreté du N-1 pas respectée ?

Selon la règle du N-1, cela ne devrait pas être possible. Cette règle, c’est une règle de sûreté. Elle énonce que la perte d’un seul ouvrage sur le réseau — qu’il s’agisse d’une ligne ou d’un poste électrique — ne doit en aucun cas empêcher l’électricité de continuer à circuler. Un plan B doit être mis en œuvre. Un itinéraire bis doit exister qui permet à l’électricité d’être malgré tout distribuée partout.

Est-ce à dire que le réseau tchèque ne respecte pas cette règle du N-1 ? Sur le papier, si. Mais le black-out survenu en ce début juillet prouve qu’entre la théorie et la réalité opérationnelle, il y a un gap. La conclusion, c’est qu’il se peut que la redondance sur le réseau tchèque soit suffisante sur le papier, mais insuffisante dans le monde réel. Il est également probable que le réseau électrique du pays ait déjà fonctionné, au moment de la panne, dans des conditions dégradées. Plusieurs facteurs ont pu finir par avoir raison de la règle du N-1.

Manque d’investissement dans la modernisation des réseaux électriques

Des infrastructures vieillissantes — une modernisation de la ligne incriminée est prévue par le gestionnaire du réseau tchèque depuis 2016, avec des travaux qui devraient finalement débuter en… 2026 — aux architectures dépassées. Des hypothèses et des schémas de charge du réseau un peu datés. Des logiciels opérationnels qui mériteraient quelques mises à jour. Et des ressources énergétiques distribuées (RED) de plus en plus nombreuses avec une production solaire bien plus importante — de l’ordre de 25 % — que la moyenne le jour J. De quoi permettre qu’une toute petite défaillance — sur une ligne haute tension clé, tout de même — fasse basculer le système.

Ces black-out à répétition devraient sans doute attirer notre attention sur la manière dont nos réseaux électriques ont été conçus. Pour être efficace plus que pour être résilients. Un principe de base qui, à l’heure du réchauffement climatique et de la transition énergétique, semble dépassé. Car les pannes risquent bien de se multiplier. Et la question à laquelle doivent répondre les responsables des réseaux et les politiques, c’est : nos réseaux pourront-ils y survivre ? Pour l’heure, en tout cas, au moins certains d’entre eux montrent assez clairement les signes d’un manque d’adaptabilité aux contraintes modernes…

L’article Le black-out survenu en République tchèque devrait-il nous inquiéter ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

La Pologne a longtemps été l’un des pays européens les plus dépendants du charbon. Progressivement, elle tente de s’en désintoxiquer. Un palier symbolique vient d’être atteint.

La Pologne reste l’un des pays d’Europe dont la production d’électricité est la plus fortement émettrice de dioxyde de carbone (CO₂). Une moyenne d’environ 700 g d’équivalent CO₂ par kilowattheure (gCO₂éq/kWh) produit en 2024. Contre à peine plus de 30 gCO₂éq/kWh pour la France. En cause, le lien étroit que le pays entretient avec le charbon. En 2024, quelque 54 % de son électricité était encore produite par ce combustible fossile ultrapolluant. Et seulement 30 % par des sources bas-carbone.

Pourtant, en Pologne aussi, la transition énergétique est en marche. Il y a deux ans à peine, c’était même encore 70 % de l’électricité du pays qui était produite à partir de charbon. Mais selon le think tank local Forum Energii, pour la toute première fois, la part de ce combustible fossile dans le mix polonais est descendue sous la barre des 50 %. C’était sur le deuxième trimestre 2025. Greenpeace Pologne annonce même qu’en juin dernier, les énergies renouvelables ont produit 44,1 % de l’électricité locale. Contre « seulement » 43,7 % pour le charbon.

L’éolien pour suppléer le photovoltaïque dans un pays qui manque de soleil

Ces chiffres encourageants semblent être le résultat d’une combinaison de facteurs. D’abord, d’une consommation totale d’énergie en Pologne qui a su rester relativement stable depuis les années 1990. Ensuite, d’une efficacité qui est montée en flèche. Dans les années 1990, les rendements des centrales à charbon polonaises ne dépassaient guère les 35 %. Idem pour les chaudières du résidentiel. Le tout a été modernisé. Grâce notamment à l’installation de pompes à chaleur et de systèmes de chauffage urbain avec centrales de cogénération et à l’amélioration des normes d’isolation des bâtiments.

Côté strictement production d’électricité, les renouvelables sont parfois à la peine pour cause de météo peu favorable. La capacité solaire installée — environ 21 gigawatts (GW) — est en effet encore nettement supérieure à la capacité éolienne. Or, en Pologne, les conditions pour une production photovoltaïque importante ne sont pas toujours réunies. Particulièrement à l’automne et en hiver. Ainsi, en 2024, ce sont essentiellement les parcs éoliens qui ont participé à la production d’électricité du pays. À hauteur d’un peu moins de 15 % contre environ 11 % pour le solaire.

Le pays vient d’ailleurs de se lancer dans l’aventure de l’éolien en mer. Avec un projet de parc à 23 km de la côte nord, d’une capacité finale de 1 140 mégawatts (MW). La première centrale nucléaire de Pologne qui, elle, devait être démarrée en 2033 a, de son côté, pris du retard. Elle est désormais annoncée plutôt pour 2040. Mais déjà, un second projet, de minicentrale canadienne — un petit réacteur modulaire (SMR) de 300 MWe — cette fois, est sur les tablettes.

L’article Au paradis du charbon, les renouvelables ont été les rois est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

L’industrie est responsable de pas moins de 20 % de nos émissions de dioxyde de carbone (CO₂). Alors toutes les solutions visant à décarboner ce secteur de notre économie seront bonnes à prendre. Parmi elles, celle d’une chaudière, pourtant au gaz, développée en France.

Produire de la vapeur et de l’eau chaude pour les besoins de l’industrie est énergivore. Pire, cela suppose aujourd’hui toujours de brûler des quantités de combustibles fossiles. Avec les émissions de gaz à effet de serre qui y sont associées. Les seules chaudières à gaz industrielles — dans le secteur de la chimie, de l’agroalimentaire ou du papier, par exemple — émettent ainsi chaque année 12 millions de tonnes de dioxyde de carbone (Mt de CO₂) — à comparer aux quelque 640 Mt encore émises dans notre pays en 2023.

Alors que le processus reste difficile à électrifier, certains cherchent des solutions dans une alimentation des chaudières au biogaz. Ou encore dans la capture du CO₂ en sortie d’usine. Ceux qui se sont engagés dans le projet Ch0C — parmi lesquels GRDF, Natran, Engie, Total Énergies, Groupe Bonduelle, Coca-Cola ou encore Babcock Wanson — ont fait le choix d’attaquer le problème sous plusieurs angles. D’associer plusieurs technologies pour concevoir une chaudière industrielle qui émettrait 90 % de CO₂ en moins qu’une chaudière conventionnelle, à condition de le séquestrer en sortie.

Plusieurs innovations pour des performances optimales

Le secret, c’est l’oxycombustion. Comprenez que sur la Ch0C — l’acronyme signifie « chaudière zéro carbone » —, l’air indispensable à la combustion est remplacé par de l’oxygène quasiment pur. De quoi s’épargner la combustion de l’azote présent en masse dans l’air que nous respirons. Une façon de faire grimper le rendement thermique de l’installation. La promesse, aussi qui ne gâche rien, qu’il n’y aura que très peu de dioxydes d’azote — seulement celui qui était déjà présent dans le gaz fossile — dans les fumées. Ces fameux NOx qui empoisonnent nos vies, provoquant au mieux des inflammations respiratoires, au pire, des décès prématurés.

L’avantage aussi de réduire à presque rien la quantité d’azote dans les fumées, c’est d’y concentrer, au contraire, le CO₂. C’est intéressant parce que ça simplifie ensuite les opérations de capture en vue de séquestration ou de valorisation. Une technologie d’épuration et de liquéfaction du CO₂ permet à la Ch0C de répondre aux standards de qualité très stricts du secteur.

Pour optimiser encore les performances, les partenaires du projet comptent sur un brûleur spécialement développé pour améliorer la combustion. Mais aussi sur le fait de rediriger une partie des fumées vers le foyer pour éviter que la température de la flamme d’oxycombustion grimpe trop haut.

Le consortium derrière le développement de la chaudière Ch0C, soutenu par l’Ademe et France 2030, estime qu’à terme, cette innovation pourrait constituer une alternative pour environ 2 000 chaudières industrielles. Et éviter ainsi l’émission de pas moins de 8 Mt de CO₂ chaque année rien que dans notre pays. Le tout en restant plus compétitif que des solutions électriques ou biomasse.

L’article Cette chaudière est au gaz, mais elle réduirait de 90 % ses émissions de CO2 est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

La Commission de régulation de l’énergie (CRE) vient de publier les nouveaux tarifs d’achat pour le solaire en toiture. Sans surprise, ils sont à la baisse.

Parmi les projets solaires, il y a les centrales photovoltaïques au sol. Des installations immenses et de plus en plus puissantes. Il y a aussi ceux que l’on peut appeler les projets domestiques. Des installations de petite taille. Celles que l’on retrouve sur les toits de nos maisons. Et puis, il y a les installations de tailles intermédiaires. Celles qui recouvrent nos parkings ou qui sont posées sur des bâtiments industriels ou sur des hangars agricoles. Ce sont principalement ces dernières qui sont aujourd’hui une fois de plus visées par un recul des soutiens de l’État. La Commission de régulation de l’énergie (CRE) vient en effet d’annoncer qu’en ce 1ᵉʳ juillet 2025 — et jusqu’au 30 septembre —, le tarif d’achat garanti passe de 95 à 88,60 euros le mégawattheure (MWh) pour les installations photovoltaïques entre 100 et 500 kilowatts-crête (kWc).

La rentabilité du solaire en toiture en danger ?

Cette baisse de 6,8 % intervient après une autre appliquée depuis fin mars — début 2025, le tarif d’achat était encore de 102,3 €/MWh — et fait chuter les tarifs de 19,5 % sur ces six derniers mois. Une baisse liée au système de dégressivité automatique des aides selon le volume de projets raccordés instauré par l’État. Un système qui avait été renforcé il y a quelques semaines. Au cours de ce printemps 2025, en effet, les demandes de raccordement complètes ont explosé. Pour les installations de panneaux solaires de moins de 500 kWc, un arrêté de mars 2025 définissait un objectif de 512,5 MWc et la puissance cumulée déposée a atteint 1 154,0 MWc.

Alors que la France n’a toujours pas finalisé sa prochaine programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE), cette nouvelle fragilisation de la rentabilité des projets photovoltaïques de tailles moyennes inquiète. Les porteurs de projets ont déjà commencé à réduire la voilure. Selon les chiffres du Syndicat des énergies renouvelables, depuis mars dernier, les demandes ont réduit d’un tiers. Et la situation pourrait encore se tendre avec la fin du guichet ouvert actuel. À partir de cet automne, les projets devront en effet passer par des appels d’offres simplifiés. Ils seront exposés à une concurrence qui pourrait encore faire baisser les tarifs.

Le solaire photovoltaïque reste toutefois le secteur des énergies renouvelables le plus soutenu en France métropolitaine. Le montant des aides publiques devrait atteindre 2,9 milliards d’euros en 2025. Il avait été de 2,1 milliards d’euros en 2024.

L’article Panneaux solaires en toiture : l’État réduit encore les aides est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Le Royaume-Uni a largement développé sa capacité de production éolienne. Mais le réseau électrique n’a pas suivi. Et ça pose aujourd’hui un problème.

En 2024, l’énergie éolienne est devenue, pour la première fois, la principale source de production d’électricité au Royaume-Uni. Devant le gaz fossile. Et c’est, sans aucun doute, une bonne nouvelle. Mais à y regarder de plus près, tout n’est pas aussi idyllique qu’il y parait. Car une grande partie de la capacité éolienne du pays se trouve en Écosse. Dans des zones rurales et côtières, pas suffisamment connectées au réseau national. Résultat, il arrive — de plus en plus fréquemment selon le dernier rapport annuel de NESO, l’opérateur du système énergétique du Royaume-Uni — que des parcs éoliens doivent être mis à l’arrêt dans la région. L’année dernière, la production de Seagreen, le plus grand parc éolien d’Écosse, a ainsi été limitée plus de 70 % du temps ! Alors même que des centrales à gaz doivent, elles, être lancées pour répondre à une demande qui existe ailleurs dans le pays.

Une situation qui fait exploser les factures

D’un point de vue lutte contre le réchauffement climatique, cela manque de cohérence. Et d’un point de vue économique aussi. Car les opérateurs de parcs éoliens se voient alors verser des indemnités compensatoires. Pour Seagreen seulement, l’équivalent de plus de 75 millions d’euros l’année dernière ! Dans le même temps, les centrales à gaz sont payées pour produire plus.

Au total, NESO annonce avoir dépensé ainsi près de 600 millions d’euros sur l’exercice 2024/2025. Un montant qui pourrait atteindre près de 9,5 milliards d’euros par an dès 2030. C’est une bien mauvaise nouvelle pour les ménages qui pourraient voir leurs factures augmenter dramatiquement.

Vers un changement majeur sur le marché britannique ?

La solution envisagée par le gouvernement : créer plusieurs petits marchés régionaux de l’électricité pour remplacer le grand marché national dont les prix sont généralement dictés par le gaz. Comme cela a été fait en Suède. Pour les partisans de l’idée, il n’y aurait que des avantages. D’abord, faire immédiatement baisser les tarifs de l’électricité dans les régions bien dotées en énergies renouvelables. Puis, attirer les entreprises énergivores dans ces régions-là. Enfin, motiver les investisseurs à construire de nouveaux parcs plus près des zones de demande dans lesquelles les prix seraient restés plus élevés. Le tout évitant de multiplier les lignes et les infrastructures associées.

Mais les avis ne sont pas unanimes. Certains soulignent que le gain sera minime une fois que le réseau aura été modernisé. Puisque la National Grid a d’ores et déjà programmé d’investir plus de 70 milliards d’euros dans un vaste programme d’adaptation sur les cinq prochaines années.

Du côté des constructeurs et des exploitants des énergies renouvelables aussi, on exprime quelques doutes. On craint, par exemple, que ce nouveau système alourdisse les investissements et rende les revenus plus incertains. Alors même que la hausse des prix des matériaux fait déjà augmenter le coût des énergies bas-carbone. Le mois dernier, le danois Orsted a ainsi annoncé abandonner un projet d’extension du parc éolien offshore Hornsea, au large des côtes du Yorkshire.

L’article Cet État paye les éoliennes pour qu’elles arrêtent de produire de l’électricité est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Plutôt que de démanteler ses parcs éoliens en mer qui arrivent au terme de leur permis d’exploitation, le Danemark envisage des prolongations de durée de vie. Une première installation vient d’en bénéficier.

Tout a une fin. Y compris la vie d’un parc éolien en mer. Et quand sonne le glas, que faire ? Démanteler l’ensemble de l’infrastructure pour rendre le site comme il a initialement été trouvé. En France au moins, c’est une obligation légale. Idem pour le recyclage des éoliennes. Mais du côté du Danemark, l’un des pionniers du secteur, on semble vouloir s’engager sur une voie alternative. Celle de la prolongation des permis de production.

Le parc éolien offshore de Samsø a été construit en 2002. Avec une autorisation de produire de l’électricité qui courait alors sur 25 ans. À l’approche de la date fatidique, le propriétaire des lieux, Wind Estate a déposé auprès de l’Agence danoise de l’énergie (DEA) une demande de prolongation. Cette dernière a accéléré la procédure grâce à un règlement d’urgence en vigueur dans l’Union européenne (UE). Et la prolongation de licence vient d’être accordée pour pas moins de 10 ans. Une première dans le pays ! Les 10 éoliennes d’une capacité totale de 23 mégawatts (MW) continueront donc d’alimenter 20 à 25 000 foyers jusqu’en 2037. À l’heure actuelle, le parc produit quelque 80 gigawattheures (GWh) d’électricité verte chaque année.

S’assurer que le parc éolien continue de produire de façon durable

Restera tout de même à s’assurer que le parc éolien en mer de Samsø continue à fonctionner sans risques ni dommages. Wind Estate devra ainsi procéder à des inspections annuelles poussées de ses éoliennes. Et, des mesures devront être mises en place pour protéger la nature environnante. Car en invoquant le règlement d’urgence de l’UE, l’Agence danoise de l’énergie a permis que Wind Estate soit exemptée de fournir des évaluations d’impact sur les espèces. Ainsi le permis de continuer à exploiter le parc éolien offshore de Samsø stipule clairement que les éoliennes s’arrêteront, ou tourneront lentement, après le coucher du soleil lorsque la vitesse du vent sera inférieure à 6 mètres par seconde, du 1^er avril au 31 octobre, afin de protéger les chauves-souris.

La DEA précise par ailleurs qu’elle examine actuellement d’autres demandes de prolongation d’exploitation de parcs éoliens offshore. Ceux de Middelgrunden, Rønland, Nysted et Horns Rev 1. Pour une capacité totale de près de 400 MW.

L’article Le Danemark a trouvé une solution à la fin de vie de ses parcs éoliens offshore est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Aux États-Unis, le déploiement des énergies renouvelables se poursuit à un bon rythme. Mais la politique proénergies fossiles développée par Donald Trump rend les investisseurs de plus en plus frileux. De nombreux projets viennent d’être annulés.

« Drill, baby, drill ! » Cette phrase prononcée le jour même de son investiture résume parfaitement la stratégie énergétique de Donald Trump. Les renouvelables ? Très peu pour lui. Le nouveau président des États-Unis compte essentiellement sur le pétrole et le gaz pour alimenter la croissance de son pays. Et les entreprises du secteur des énergies vertes voient de plus en plus de lois adoptées pour réduire le soutien à leurs activités.

Des projets renouvelables annulés

Résultat, un rapport publié par la plateforme de recherche E2 et le Clean Economy Tracker révèle aujourd’hui que sur les quatre premiers mois de Donald Trump à la Maison-Blanche, environ 14 milliards de dollars d’investissements dans des projets d’énergies propres — au total 21 projets entre janvier et avril contre 15 seulement sur toute l’année 2024 — ont été annulés ou au moins retardés. En parallèle, 10 000 emplois ont été supprimés dans le secteur des renouvelables et des véhicules verts.

Et cela pourrait ne pas s’arrêter là. Car les experts projettent que sur l’année entière, ce ne sont pas moins de 42 milliards de dollars d’investissements qui pourraient être annulés. C’est plus du double de tout ce qui avait été investi dans le pays sur les énergies renouvelables en 2024.

Mais toujours plus d’énergies renouvelables aux États-Unis

Malgré tout, selon l’American Clean Power Association (ACP), les États-Unis sont parvenus à installer 7,4 gigawatts (GW) de capacités solaires, éoliennes et de stockage d’énergie au cours du premier trimestre 2025. C’est un peu moins que le record des premiers mois de l’année 2024 — à savoir 8,1 GW —, mais cela reste encourageant.

C’est le solaire photovoltaïque qui a le mieux tiré son épingle du jeu. Le plus grand projet solaire à entrer en exploitation commerciale depuis ce début 2025 aura été celui de 435 mégawatts (MW) de Dunns Bridge Solar II, dans l’Indiana. C’est aussi lui qui souffre le moins des annulations d’investissements recensés par E2 et le Clean Economy Tracker.

Le stockage, lui, connait un essor considérable avec une capacité en hausse de 65 % sur un an. Les États-Unis disposent ainsi désormais de 30,6 GW/83 GWh — pour gigawattheures — de stockage d’énergie par batterie. Pour 321 GW de capacité d’énergie propre en exploitation. Assez, selon l’ACP, pour alimenter 80 millions de foyers. Mais les experts de E2 et du Clean Economy Tracker notent que le secteur subit quant à lui de plein fouet les baisses des investissements avec, à lui seul, quelque 9 milliards de dollars de perdus depuis début 2025.

L’article Les États-Unis retardent ou annulent 14 milliards de dollars d’investissements dans les énergies propres et pourtant… est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Dans l’espoir de limiter le réchauffement climatique, le monde investit massivement dans les énergies renouvelables. L’idée : se passer, à terme, de combustibles fossiles. Mais les choses pourraient ne pas être aussi simples que cela.

Remplacer les énergies fossiles par des énergies renouvelables. Ou en tout cas, bas-carbone. C’est l’idée de la transition énergétique en cours. Mais pour certains, de transition, il ne peut y avoir dans un contexte de consommation toujours plus importante. Et des chercheurs de l’université d’État de Pennsylvanie (États-Unis) le confirment aujourd’hui. Au moins pour ce qui est de leur pays, le déploiement d’énergies renouvelables n’aurait jusqu’ici ni réduit ni remplacé la production aux combustibles fossiles.

Aucun lien entre les productions fossiles et renouvelables

Un sociologue a analysé des données enregistrées entre 1997 et 2020 dans 33 États producteurs de combustibles fossiles — aussi bien de charbon que de pétrole ou de gaz — aux États-Unis. Le pays qui, rappelons-le, est le deuxième émetteur de gaz à effet de serre. Le deuxième producteur d’énergie au monde, également. Les données exploitées portent aussi bien sur la production de charbon que de pétrole ou de gaz fossile d’une part que sur la production de biocarburants et d’énergie géothermique, hydroélectrique, solaire — thermique ou photovoltaïque —, éolienne et produite à partir de bois ou de déchets. Les chiffres injectés dans trois modélisations différentes ne révèlent aucune association entre la production d’énergie renouvelable et les combustibles fossiles. Et finalement, l’écrasante majorité des variations de production du côté fossiles s’explique par d’autres facteurs, propres aux États. Comme la quantité de gisements disponibles.

Besoin de politiques claires pour renforcer le poids des énergies renouvelables

De quoi mettre à mal l’idée qu’investir dans les énergies renouvelables suffira à provoquer naturellement une diminution de la production fossile. Pour le sociologue, des politiques supplémentaires seront nécessaires. Des mesures destinées à limiter directement les énergies fossiles. Des taxes sur le carbone, par exemple. Ou encore des plafonds de production.

Le chercheur de l’université d’État de Pennsylvanie souligne qu’il serait intéressant de procéder à une analyse du même genre dans d’autres pays. Sur une période plus large également. Afin de vérifier que la tendance se confirme. Et de prendre au plus vite, le cas échéant, les mesures qui s’imposent pour sauver notre transition énergétique et notre climat.

L’article Les énergies renouvelables ne suffiront pas à éliminer gaz, pétrole et charbon aux États-Unis est apparu en premier sur Révolution Énergétique.