Une étude de l’IFOP pour Engie et la Fondation Jean-Jaurès révèle que les français sont massivement favorables aux énergies renouvelables, toutes sensibilités politiques confondues.

Une proposition de loi Gremillet, visant à fixer les objectifs énergétiques de la France, a récemment enflammé le Parlement. Moratoire évité de justesse, passes d’armes entre camps politiques… Les choix énergétiques restent plus que jamais un enjeu politique. Les élus nationaux opposent les modes de production d’électricité entre eux, oubliant que la priorité demeure la décarbonation du mix énergétique — et que les Français, eux, plébiscitent toutes les énergies propres.

Les Français n’opposent plus le nucléaire aux renouvelables

Selon le sondage « Énergies : que veulent vraiment les Français ? », réalisé par l’IFOP pour Engie et la Fondation Jean-Jaurès en avril 2025 auprès de près de 12 000 personnes, 84 % des Français ont une bonne image des énergies renouvelables, dont 26 % une très bonne image.

Les sources les plus populaires restent le solaire et l’hydraulique (89 % d’opinions favorables), suivies de la géothermie (87 %), du biogaz (81 %) et de l’éolien terrestre et offshore (78 %). Même le nucléaire conserve une image positive pour 61 % des sondés. Les Français ne raisonnent donc plus en termes d’opposition entre technologies : 56 % souhaitent un mix associant nucléaire et renouvelables, jugé plus sûr et plus souverain.

L’extrême droite critique, mais pas leurs électeurs ?

L’étude met en lumière un paradoxe intéressant : les électeurs du Rassemblement national (RN), dont les dirigeants — comme ceux des Républicains — s’opposent par principe à l’éolien, se montrent majoritairement favorables aux énergies renouvelables (77 %).

Certes, ils conservent une meilleure image du nucléaire, mais 68 % restent favorables à l’éolien. Et même à gauche, 53 % des personnes interrogées se déclarent favorables au nucléaire (contre 61 % pour l’ensemble des sondés).

Les riverains plus favorables aux projets locaux

Autre enseignement du sondage : la proximité avec les installations renforce l’adhésion, de manière parfois surprenante. Les riverains de parcs éoliens ou solaires adhèrent plus largement aux énergies renouvelables que ceux qui n’en côtoient pas.

Habitués à ces projets, ils en perçoivent mieux les retombées économiques locales et les créations d’emplois. Mais aussi, ils en identifient plus nettement les effets négatifs, preuve d’un rapport concret et nuancé à la transition énergétique.

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L’EPR de Flamanville pourrait finalement ne jamais dépasser les 1 600 MWe de puissance. C’est ce que suggère la Commission de régulation de l’énergie, dans un récent rapport sur le coût du parc électronucléaire français. Une potentielle déception supplémentaire sur ce projet qui multiplie les difficultés.

L’information a failli passer inaperçue. Dans un récent rapport portant sur l’évaluation des coûts complets des centrales nucléaires, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) a donné un détail intrigant concernant Flamanville 3, nom officiel du nouveau réacteur EPR français. Dans ce rapport de près de 200 pages, on peut y lire qu’EDF aurait déclaré à la CRE « une puissance nominale inférieure de 35 MW à la puissance déclarée dans le cadre des données publiques ».

Toujours selon EDF, ce chiffre n’est pas définitif, et la puissance finale du réacteur pourrait encore être affinée d’ici la fin des essais. Néanmoins, cette donnée semble vouloir dire qu’EDF envisage un bridage de la puissance du réacteur nucléaire, au moins jusqu’en 2031, période sur laquelle porte le rapport de la CRE. Selon nos confrères de La Tribune, une telle baisse de puissance pourrait causer un manque à gagner de l’ordre de 15 millions d’euros par an à EDF. Et pour cause, si ces 35 MW ne représentent que 2 % de la puissance initiale du réacteur, cela représenterait une perte de production annuelle équivalente à celle de 16 éoliennes en mer comme celles de Saint-Nazaire.

La pleine puissance comme cadeau de Noël ?

Des rumeurs circulent concernant un possible rendement détérioré de la turbine, cet organe de la centrale qui permet de transformer l’énergie thermique de la vapeur en énergie mécanique. EDF s’est néanmoins montré rassurant sur ce sujet, et a indiqué que le bridage évoqué n’a aucun rapport avec les interventions menées sur la turbine.

Il reste désormais à attendre que le réacteur redémarre afin d’en savoir plus. Si la puissance maximale devait être atteinte avant la fin de l’été, il semblerait que l’objectif soit désormais la fin de l’automne. On peut donc logiquement espérer que l’EPR de Flamanville produira au moins 1585 MWe aux alentours du 20 décembre. Actuellement, les équipes d’EDF sont sur le pont pour permettre une reconnexion du réacteur au réseau le 17 octobre prochain.

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Dix gigawattheures ont été attribués lors du premier appel d’offres (AO) batterie en Italie à un prix garanti de 13 000 € par MWh. C’est le premier appel d’offre de ce genre lancé par le gestionnaire du réseau italien Terna dont le français ZE Energy fait partie.

L’opérateur italien du réseau de transport Terna a annoncé, le 30 septembre 2025, les résultats de la première enchère MACSE (le mécanisme de gestion de la capacité de stockage d’électricité en Italie) pour déployer des batteries à grande échelle. Avec ce dispositif, Terna garantit aux investisseurs un revenu fixe pendant quinze ans en échange de la mise à disposition d’une capacité de stockage pilotable pour le système électrique.

13 millions d’euros le gigawattheure

Le prix moyen de rachat, pondéré selon les volumes et les prix attribués dans les différentes régions, s’établit à 12 959 €/MWh/an, bien en deçà de la prime de réserve à 37 000 €/MWh/an. Cette prime de réserve est le plafond fixé au‑delà duquel le gestionnaire du réseau de transport n’accepte pas d’offres.

Selon Terna, le dispositif devrait mobiliser environ un milliard d’euros d’investissements privés. Les projets sélectionnés entreront en service en 2028. Les zones du sud de la péninsule, la Sicile et la Sardaigne — où la production solaire est la plus abondante — concentrent la majorité des projets retenus. C’est là que les congestions locales sont les plus fortes. Développer les batteries permet de réduire la nécessité de coûteux renforcements du réseau dans l’immédiat.

Un français parmi les lauréats

Le français ZE Energy fait partie des lauréats avec 98,5 MW et 832 MWh, pour un prix de 13 750 €/MWh/an. Dans le milieu des batteries, en Italie comme en France, les appels d’offres sont souvent remportés par les grands énergéticiens. Enel Produzione s’est vu attribuer 5,2 GWh (la moitié du volume total) ; viennent ensuite ACL Energy (2,1 GWh) et Solar Challenge 4 (832 MWh).

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La batterie sodium-ion à l’échelle du mégawattheure arrive en Europe. L’Allemagne ouvre le bal avec une installation destinée à alimenter des bornes de recharge pour véhicules électriques.

Si leur densité énergétique est bien plus faible que celle des batteries lithium-ion, les systèmes sodium-ion n’en demeurent pas moins prometteurs. L’un de leurs principaux atouts est l’abondance du sodium, qui pourrait réduire la dépendance aux chaînes d’approvisionnement critiques, un point faible des technologies actuelles.

La société suisse Phenogy vient de déployer son tout premier accumulateur sodium-ion à l’échelle du mégawattheure. Baptisé Phenogy 1.0, ce système de 400 kW/1 MWh, le plus puissant en Europe dans sa catégorie, a été installé près de l’aéroport de Brême, dans le nord de l’Allemagne. Il alimentera directement des infrastructures de recharge pour voitures électriques. Logée dans un conteneur de six mètres, la batterie fonctionne en mode îloté, c’est-à-dire qu’elle n’est pas directement raccordée au réseau. Elle est en revanche couplée à une centrale solaire de 50 kW, de quoi optimiser l’autoconsommation photovoltaïque du site.

Avec ce système, Phenogy affirme avoir levé l’un des principaux verrous des batteries sodium-ion, la gestion de la tension notamment. Contrairement aux batteries lithium-ion, dont la plage de variation de tension est étroite et maîtrisée, les batteries sodium-ion présentent des fluctuations beaucoup plus larges, ce qui complique leur intégration. Pour surmonter cette limite, l’entreprise a doté son installation de huit onduleurs capables d’absorber ces variations et de garantir une exploitation stable.

Quel avenir pour les batteries sodium-ion en Europe ?

La technologie sodium-ion n’en est encore qu’à ses débuts. À ce jour, l’une des plus grandes installations au monde a une puissance de « seulement » 50 MW, située en Chine. Mais grâce à l’abondance de la ressource, le sodium s’impose déjà comme un candidat sérieux, notamment en Europe, pour réduire la dépendance vis-à-vis de Pékin.

Cette alternative prend d’autant plus de sens que les systèmes lithium-ion font face à une menace d’approvisionnement. En Chine, plusieurs mines de lithium ont récemment cessé leurs activités. L’une d’elles, exploitée par le géant CATL et fermée pour cause d’expiration de licences, représente à elle seule 6 % de la production mondiale. Au total, ces fermetures pourraient priver le marché de plus de 11 % de l’offre mondiale, selon certains analystes.

De telles tensions ne manqueront pas de faire grimper les prix, et d’ainsi créer une fenêtre d’opportunité pour bâtir une chaîne d’approvisionnement européenne dédiée au sodium-ion. Reste toutefois un défi majeur : sécuriser à grande échelle les matériaux nécessaires à la fabrication des électrodes, condition indispensable pour faire émerger une filière stable et pérenne.

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Une vaste étude menée par l’ADEME sur cent installations de pompes à chaleur (PAC) en maisons individuelles confirme leur efficacité énergétique et climatique réelle. Si leur pilotage pourrait encore être optimisé, les résultats plaident clairement pour un déploiement massif de cette technologie afin de décarboner le parc résidentiel.

Les pompes à chaleur (PAC) sont bel et bien efficaces — et pas seulement sur le papier, conclut l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (ADEME). Dans son étude publiée en octobre 2025, l’agence a instrumenté 100 logements chauffés par des PAC, dont 90 systèmes air/eau et 10 systèmes eau/eau, installés en remplacement de chaudières fossiles. Les capteurs, enregistrant les données à la minute, ont permis d’évaluer les performances réelles de chaque appareil sur tout un hiver.

Des performances réelles élevées, confirmées sur le terrain

Les résultats parlent d’eux-mêmes pour les PAC air/eau, avec un coefficient de performance saisonnier (SCOP) moyen de 2,9, tandis que les modèles eau/eau atteignent 4,3. Autrement dit, chaque kilowattheure d’électricité consommé produit entre 3 et 4,3 kWh de chaleur utile. Certaines installations particulièrement performantes affichent même des SCOP supérieurs à 4 pour les PAC air/eau et jusqu’à 7 pour les systèmes géothermiques.

Les écarts entre la meilleure et la moins performante des PAC air/eau restent toutefois notables, le SCOP variant du simple au double. En cause : les réglages, la température de production, le type d’émetteur (plancher chauffant, radiateurs haute ou basse température) ou encore la qualité de l’installation. Les systèmes reliés à un plancher chauffant affichent une efficacité supérieure de 30 % à ceux raccordés à des radiateurs. Le climat joue également un rôle majeur : dans la zone la plus froide (H1), le SCOP moyen est inférieur d’environ 30 % à celui observé dans la zone méditerranéenne (H3).

Efficace même lors des pics de froid

Fait marquant : les PAC restent performantes même lors de vagues de froid. Le 20 janvier 2024, par exemple, avec une température moyenne de -4 °C, le COP moyen mesuré atteignait encore 2. L’étude montre aussi qu’il n’existe pas de corrélation directe entre la qualité de l’isolation du bâti et la performance de la PAC : des maisons anciennes peu isolées peuvent atteindre d’excellents rendements, à condition que la température d’eau reste inférieure à 55 °C.

Concernant l’eau chaude sanitaire, les résultats sont plus contrastés : le SCOP moyen est de 2 pour les PAC air/eau et de 2,3 pour les modèles eau/eau. L’ADEME souligne d’importantes marges d’amélioration, notamment sur les résistances d’appoint et les consommations en veille.

Rapidement amortie grâce aux aides

L’agence s’est également penchée sur la rentabilité économique. Le surcoût d’une PAC par rapport à une chaudière gaz est amorti en deux ans avec les dispositifs d’aide tels que MaPrimeRénov’ et les CEE, et en six ans sans subvention, sur la base des prix actuels de l’énergie.

L’ADEME recommande plusieurs actions pour améliorer encore les performances : meilleur réglage des lois d’eau, réduction du cyclage, optimisation des circulateurs et maintenance systématique. Ces optimisations pourraient, selon l’étude, faire gagner jusqu’à un point de SCOP supplémentaire.

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Eiffage et RTE viennent de trouver un terrain d’entente pour la création de trois sous-stations électriques destinées aux parcs éoliens flottants de Bretagne-sud, Narbonnaise-sud-Hérault et du Golfe de Fos. Cet accord marque une étape importante pour le développement de ces trois parcs, dont la mise en service est prévue pour 2032, et témoigne du savoir-faire français et européen en matière de raccordement électrique. 

On sait désormais qui sera en charge de la construction de trois sous-stations électriques, pour le raccordement des parcs éoliens Bretagne-sud (AO5), Narbonnaise-sud-Hérault et Golfe de Fos (AO6), ainsi que l’extension de ces deux derniers (AO9). Ce contrat, signé entre RTE et Eiffage, va permettre la mise en œuvre de sous-stations d’une puissance de 750 MW, pour un montant total de 1,5 milliard d’euros. Ce contrat concerne à la fois la réalisation des fondations, et des parties supérieures qui renferment les équipements électriques.

Pour l’heure, on sait que les fondations de la sous-station de Bretagne-sud mesureront 115 mètres de haut, pour 25 mètres par 35 mètres de côté. Les trois sous-stations auront des dimensions identiques, à savoir 20 mètres de haut, 35 mètres de côté et 70 mètres de long. Dans les faits, ce sera Smulders, filiale belge d’Eiffage Métal, qui se chargera du projet. Ainsi, les fondations jackets seront assemblées sur le site Eiffage Métal de Fos-sur-Mer, tandis que les parties supérieures seront fabriquées à Vlissingen, aux Pays-Bas.

Eiffage et les Chantiers de l’Atlantique se partagent les sous-stations françaises

Si l’ombre de la concurrence chinoise plane sur chaque parc éolien offshore en Europe, la conception et la réalisation des sous-stations associées sont largement dominées par des acteurs français et européens. Avec cette nouvelle signature, Eiffage, par le biais de sa filiale Smulders, renforce sa position de leader européen des sous-stations électriques. Il a ainsi réalisé les parcs de Moray West, Hollande Kust ou encore celui du parc Ailes Marines de Saint-Brieuc. Il devrait commencer d’ici peu la construction de quatre sous-stations destinées à la future île énergétique belge, appelée Princesse Élisabeth.

À l’échelle de la France, Eiffage se partage la réalisation des sous-stations avec la société Atlantique Offshore Energy, plus connue sous le nom de Chantiers de l’Atlantique, qui a la charge des installations électriques de parcs comme Saint-Nazaire-, Fécamp, Courseulles-sur-Mer ou encore Noirmoutier. D’ailleurs, les deux géants devraient unir leurs forces pour les parcs Centre Manche 1 et 2. Ces derniers vont bénéficier de sous-stations HVDC d’une puissance colossale de 1,25 GW chacune. Sur ce projet, Smulders aura la charge des fondations jacket, tandis qu’Atlantique Offshore Energy se chargera de la partie supérieure.

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Sur le marché de gros français, les prix de l’électricité pour livraison future dépassent les prix du jour. Ce phénomène est particulier, la trajectoire étant baissière chez nos voisins européens.

Dans un marché énergétique sain, le prix spot (celui de l’électricité livrée le lendemain) et le prix à terme (pour livraison dans six mois, un an, voire trois ans) évoluent de manière cohérente : le second reflète les anticipations de coûts futurs légèrement supérieurs pour du risque par exemple. Mais depuis plusieurs mois, la courbe française des prix de l’électricité affiche un profil anormalement croissant : les prix à terme sont nettement supérieurs au spot, dans des proportions inhabituelles. C’est ce qu’on appelle une situation de contango.

Ce terme, emprunté au vocabulaire pétrolier, désigne un marché où les acteurs paient une prime pour se protéger d’une hausse future ou compenser un risque d’indisponibilité. En clair, ils préfèrent payer plus cher aujourd’hui pour verrouiller des prix futurs jugés incertains. Les courbes d’EPEX indiquent que la France est l’un des rares marchés européens durablement en contango, quand d’autres pays (comme l’Allemagne) affichent des structures plus plates, voire en backwardation (futur moins cher que le spot).

Sur la semaine dernière, le prix moyen du contrat français pour une livraison en 2029 s’établit à 65,93 euros le mégawattheure (€/MWh), soit 4,58 €/MWh de plus que celui de 2028. Ce dernier dépasse de 3,48 €/MWh le contrat 2027, lequel reste lui-même supérieur de 1,18 €/MWh à celui de 2026.

Pas réellement d’explication à ce jour

De prime abord, cette situation est surprenante : la consommation n’augmente pas et l’offre d’électricité est toujours abondante en France (nous exportions près de 100 TWh l’année dernière). Alors est-ce une distorsion économique plutôt qu’une logique de marché ? Une raison avancée par des analystes s’appuierait sur un manque de visibilité du parc nucléaire français. Malgré les annonces de relance de la filière, le calendrier des arrêts et redémarrages reste mouvant. Le 11 juin, EDF annonçait le retour de problèmes de corrosion sous contrainte à Civaux 2.

Les opérateurs de marché intègrent donc une prime de risque sur la disponibilité future. Tant que la trajectoire de production d’EDF n’apparaît pas stabilisée, les prix à terme resteront élevés. Chaque incertitude sur une tranche nucléaire pèse mécaniquement sur les anticipations de prix à un ou deux ans.

Le contango reflète aussi l’inquiétude sur les coûts d’exploitation à venir. L’électricité française, historiquement compétitive, subit désormais la hausse du coût du capital (taux d’intérêt élevés), la flambée du prix du CO₂ sur le marché ETS européen et la montée des coûts de maintenance et de main-d’œuvre. Mais ça, c’est aussi applicable aux autres pays européens.

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Le 28 avril 2025, l’Espagne et le Portugal ont connu la pire panne électrique en Europe depuis vingt ans. Cinq mois plus tard, ENTSO-E, l’association des gestionnaires de réseaux européens, publie un rapport détaillant la chronologie et les mécanismes de cette panne ibérique. Ce fut un problème de surtension et non pas de fréquence, comme annoncé à la hâte par les commentateurs.

« C’est un black-out dû à une surtension, le premier incident de ce genre. Cela n’était jamais arrivé avant en Europe », décrit Damian Cortinas, président du conseil de l’ENTSO-E, le réseau européen des gestionnaires de réseaux de transport d’électricité. Le comité d’experts a rendu ses conclusions dans un rapport présenté le 3 octobre. Si des coupures massives avaient déjà frappé l’Italie en 2003 ou l’Europe du Sud-Est en 2006, jamais un effondrement complet n’avait été provoqué par un emballement de la tension sur le réseau. Le 28 avril, à 12 h 33, l’Espagne et le Portugal se sont retrouvés plongés dans le noir. La panne a paralysé la péninsule ibérique durant près de douze heures, affectant les transports, hôpitaux, télécommunications et plusieurs dizaines de millions de personnes.

Une journée banale qui termine en cauchemar

Selon le rapport paru le 3 octobre, la matinée du 28 avril s’annonçait pourtant banale : températures douces, forte production solaire et éolienne et des prix de marché au plus bas. Dès neuf heures, la volatilité des tensions sur le réseau espagnol s’accroît sans pour autant dépasser des seuils extraordinaires. À 10h30, elles augmentent puis deux vagues d’oscillations surviennent à 12h03 puis à 12h19, sur le réseau Guillena 400 kV (centre et sud de la péninsule), mobilisant les opérateurs de Red Eléctrica (Espagne) et REN (Portugal) qui ont « pris plusieurs mesures d’atténuation, telles que la réduction des exportations de l’Espagne vers la France ». Elles ont « permis de limiter les fluctuations » mais ont « entraîné une augmentation de la tension dans le système électrique ibérique » relèvent les experts.

Les fluctuations de tension, p9 du rapport d’ENTSO-E

À 12 h 32, plusieurs arrêts automatiques de centrales photovoltaïques, thermosolaires et éoliennes se déclenchent dans différentes régions espagnoles (Grenade, Badajoz, Séville, Huelva, Ségovie). En moins de 20 secondes, 2,6 GW de production renouvelable disparaissent du réseau et ces pertes déséquilibrent instantanément le système : la tension s’élève au-delà de 435 kV, déclenchant en cascade d’autres coupures. À 12 h 33, l’Espagne et le Portugal décrochent du reste du réseau continental et leur réseau s’effondre.

Décrochage du réseau espagnol, p12 ENTSO-E

Les systèmes automatiques de sauvegarde prévus pour éviter le black-out s’activent bien en Espagne et au Portugal entre 12 h 33 et 12 h 33 min 22. Mais trop tard et trop faibles, ils ne parviennent pas à contenir la surtension. Les interconnexions avec la France et le Maroc se déconnectent l’une après l’autre. En quelques secondes, le réseau ibérique s’effondre. La France, elle, ne subit qu’un impact marginal : le réacteur n°1 de la centrale nucléaire de Golfech a absorbé 426 mégavoltampères réactifs (Mvar) de puissance réactive, la STEP de Montézic en a absorbé 27 (les turbines sont des machines synchrones pouvant, lorsque l’excitation est faible, se comporter en mode inductif) et l’interconnexion France-Espagne de Baixas Santa Llogaia 870 Mvar (avec ses transformateurs notamment).

Douze heures pour rallumer la péninsule

Les gestionnaires de réseaux activent immédiatement leurs plans de « black-start » qui reposent sur quelques centrales capables de redémarrer sans alimentation externe. Mais toutes les tentatives ne réussissent pas. Des « îlots électriques » doivent être reconstruits progressivement puis synchronisés avec le réseau continental. Les premières reconnexions avec la France interviennent dès 12h43, mais la restauration complète du réseau de transport n’est achevée qu’à 0h22 au Portugal et vers 4 h du matin en Espagne le 29 avril.

L’ENTSO-E a classé cet événement niveau 3, soit le niveau le plus élevé de l’échelle. Le rapport souligne qu’aucun signal d’alerte clair n’avait été détecté par les centres régionaux de coordination en amont : les analyses de sécurité de la veille n’indiquaient aucun risque particulier. Les experts insistent sur la difficulté de collecte des données, notamment en Espagne, où certaines centrales privées n’ont pas livré l’intégralité de leurs enregistrements de défauts.

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Remplacer des hauts-fourneaux par le soleil, voilà le pari de cette PME suisse, qui veut produire de l’acier recyclé au bilan carbone presque nul. Après un premier prototype prometteur, la PME Panatere vise désormais plus grand.

Recycler de l’acier grâce à la simple énergie du soleil : voilà l’idée un peu folle que c’est lancé Raphaëel Broye, il y a presque 10 ans. Si le parcours a été semé d’embûches, le résultat est là : son projet composé de deux fours solaires vient d’être inauguré, et est capable de générer 50 tonnes de produits métalliques de haute qualité. Pour l’heure, le site fournit une trentaine d’entreprises situées dans un rayon de 50 km.

Avec ces deux fours, situés sur la commune suisse de la Chaux-de-Fonds, la PME Panatere est parvenue à créer un acier recyclé dont le bilan carbone est 165 fois inférieur à celui de l’acier classique. Pour cela, chaque four utilise le même principe. Un héliostat, c’est-à-dire un miroir qui pivote pour suivre la course du soleil, dirige les rayons solaires vers un concentrateur. Ce dernier, comme son nom l’indique, concentre les rayons vers un troisième miroir qui lui-même permet au soleil de chauffer un creuset dans lequel se trouve le métal à faire fondre.

Grâce à cette architecture, le grand four peut monter jusqu’à 1 300 °C tandis que le petit peut atteindre la température de 1 800 °C. Grâce à ces deux équipements, Panatere peut aussi bien faire fondre de l’acier que du cuivre ou du titane.

Un projet d’usine pour 2028

Fort de ces deux premiers prototypes, qui ont valu à Panatere de remporter le prix suisse de l’éthique en 2024, Raphaël Broye a de la suite dans les idées, et vise désormais la construction d’une usine pour 2028. Le choix de l’implantation de cette usine, dont la production est attendue aux alentours des 1 200 tonnes/an, devrait se jouer entre la Chaux-de-Fonds et la Sierre, les deux villes les plus ensoleillées de la Suisse Romande.

Pour optimiser la production, ce dernier pourrait être équipé d’un système de stockage d’énergie. Avec ce site, l’objectif est de créer une véritable économie circulaire concernant les métaux stratégiques, et ainsi permettre à la Suisse de gagner en indépendance d’un point de vue industriel. À l’heure actuelle, le pays importe chaque année environ 140 000 tonnes d’acier inoxydable, dont 15 800 tonnes sont destinées au secteur de l’horlogerie.

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En 1869 s’est produite une gigantesque éruption solaire : l’événement de Carrington. Le jet de plasma éjecté par le Soleil a frappé la Terre, dont le champ magnétique a réagi avec violence. Aux États-Unis et en Europe, les lignes télégraphiques se sont mises à fonctionner toutes seules, voire ont causé des débuts d’incendie. Cet événement s’est produit à une époque à laquelle l’électricité n’avait pas autant d’importance qu’aujourd’hui dans nos vies. Et si cela devait se produire à nouveau ? Heureusement, des mesures commencent à être prises.

Nous avons abordé précédemment les conséquences sur notre réseau électrique, potentiellement catastrophiques, d’une éruption solaire massive. Nous avons ensuite abordé de quelle manière celles-ci étaient prises en compte dans la démonstration de sûreté des centrales nucléaires. Mais le réseau électrique lui-même est-il protégé ?

Le risque causé par les tempêtes géomagnétiques a commencé à être sérieusement étudié il y a déjà vingt ans, notamment à la suite de la coupure géante qui a plongé dans le noir six millions de personnes au Québec en 1989 ; en effet, la Terre avait alors été frappée par une éruption solaire importante. Vis-à-vis de ce type de risque, qu’on ne peut empêcher de se produire, ce sont deux types de mesures qui seront envisagées.

La météo spatiale : un sujet pris très au sérieux

Tout d’abord, il s’agit de mettre en place un système d’alerte. Ce dernier se base sur des satellites d’observation du Soleil et de la Terre, dont notamment SOHO (Solar and heliospheric observatory), un observatoire conjoint de la NASA américaine et de l’ESA européenne, en orbite à 1,5 million de kilomètres de notre planète. Les données collectées sont traitées par des organisations comme le Space weather prediction center (SWPC) aux États-Unis. Ce dernier réalise une véritable météo spatiale, qui peut être actualisée plusieurs fois par jour lorsque nécessaire, et produit des alertes en cas de menace. Le niveau d’alerte va de G1 pour une tempête mineure à G5 pour un événement majeur de type Carrington.

Impacts d’une éruption solaire sur notre infrastructure / Image : ESA/Science Office

Car il faut aller vite. En cas d’éruption solaire orientée vers notre planète, le plasma éjecté par notre étoile ne mettra qu’un à trois jours pour frapper nos infrastructures ! Et elle pourrait durer plusieurs jours. Ces systèmes d’alerte précoce permettent de préparer le réseau électrique à l’événement. Pour ce faire, les gestionnaires de réseau peuvent réorganiser les flux de puissance électrique, déconnecter les lignes les plus vulnérables, et redistribuer la charge. Objectif principal : éviter tout dommage sur les transformateurs, les maillons les plus fragiles du réseau, et dont la mise hors service peut causer une réaction en chaîne, jusqu’à l’effondrement total du réseau.

Améliorer la robustesse du réseau électrique

Les tempêtes géomagnétiques peuvent en effet causer des dommages majeurs aux transformateurs, par l’effet des courants induits géomagnétiquement (CIG). Ce sont des courants générés dans le sol, qui est un conducteur électrique, par les fluctuations fortes du champ magnétique terrestre. Au cours de leur circuit autour de la planète, les CIG peuvent emprunter le réseau électrique, et y causer des dommages. Pour les éviter, d’autres mesures peuvent être prises : une mise au neutre spécifique ou l’installation de filtres au niveau des lignes électriques et des transformateurs, ou enfin une conception plus résiliente des transformateurs. Les USA ont mis en place des systèmes de ce type à l’échelle pilote depuis 2016, par le biais de l’EPRI (Electric power research institute) ou de la NRC (Nuclear regulatory commission).

L’Union européenne apparaît un peu en retard par rapport aux États-Unis en la matière. Cela est dû entre autres au fait que son réseau est constitué de lignes plus courtes, moins sensibles aux CIG. Le risque est donc moindre. L’Europe compte toutefois rattraper son retard. Une analyse de risque a été publiée en 2014 par la Commission européenne – et est accessible en source ouverte (pour les anglophones). Par ailleurs, l’Europe prépare une mission spatiale ambitieuse avec le satellite Vigil, dédié à l’observation du Soleil. Dont le lancement est prévu pour 2031 – ce qui nous permet de relever qu’il existe un autre domaine que l’énergie où les délais sont particulièrement longs !

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Dans le nucléaire, « enfouissement géologique » se rapporte habituellement au stockage des déchets hautement radioactifs. Mais pour cette startup américaine, c’est un réacteur nucléaire en fonctionnement qui sera directement placé sous terre.

Si l’idée semble étrange, elle s’inscrit en réalité dans une stratégie visant à optimiser les coûts, la sureté et la sécurité de l’installation. L’entreprise américaine Deep Fission Nuclear, comme l’indique son nom, veut installer un réacteur nucléaire à 1,6 km de profondeur, dans une zone géologiquement stable.

Concrètement, le projet prévoit de forer un trou étroit d’environ 76 cm de large dans une roche, puis de descendre un microréacteur à eau pressurisée de 15 MW suspendu à un câble jusqu’au fond. Le puits est ensuite rempli d’eau. Deux longues conduites isolées relient le réacteur à la surface : l’une fait descendre de l’eau froide jusqu’au réacteur, et l’autre remonte de la vapeur non radioactive produite par l’échauffement de l’eau, qui actionne ensuite des turbines en surface pour générer de l’électricité.

Des avantages de coûts et de sécurité

Avec cette configuration, l’entreprise compte tirer premièrement des avantages de coûts. Enfouie sous terre, la centrale ne nécessite pas les lourds travaux de génie civil indispensables à la construction d’une structure de confinement en surface. Ce sont effectivement un poste de dépenses majeur des centrales nucléaires conventionnelles. Sans cette immense enveloppe de béton, l’installation ne nécessite d’ailleurs qu’une surface réduite, de l’ordre de 1 012 à 2 023 m².

Le micro réacteur profite aussi des conditions physiques de son environnement. La pression naturelle exercée par la roche et la colonne d’eau atteint environ 162 bars, ce qui dispense l’entreprise d’investir dans des systèmes complexes pour obtenir cette pression. À la clé, une baisse estimée des coûts de 70 à 80 %. Selon Deep Fission, le coût actualisé de l’électricité dès le début de l’exploitation commerciale se situerait entre 5 et 7 centimes de dollar par kilowattheure — du jamais-vu, affirme-t-elle.

Enfin, le réacteur serait installé bien en dessous de la nappe phréatique. En cas d’accident ou de fuite, les substances radioactives n’entreraient donc pas en contact avec les réserves d’eau souterraines, l’uranium ayant par ailleurs beaucoup de mal à traverser la roche solide. Et si, à la suite d’un incident, le réacteur ne pouvait plus être remonté, il suffirait de combler le puits avec des gravats pour l’isoler définitivement.

Bientôt une première construction

Sélectionnée dans le cadre du programme pilote de réacteurs du Département américain de l’Énergie, Deep Fission a levé 30 millions de dollars pour lancer sa première construction. L’entreprise vise une mise en service rapide, avec un objectif de criticité (état où le combustible nucléaire entretient de lui-même une réaction en chaîne) dès juillet 2026. Ce mois-ci, elle a par ailleurs annoncé avoir retenu trois sites pour développer ses projets, notamment dans l’Utah, le Texas et le Kansas.

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Les tempêtes solaires font peser un risque colossal sur les réseaux électriques. Ces événements spatiaux rares, mais de grande ampleur, sont susceptibles d’affecter également les centrales nucléaires. Ces dernières sont-elles protégées face à ce type d’aléas ?

Les tempêtes solaires surviennent périodiquement, surtout lorsque le soleil est à son pic d’activité au cours de son cycle de 11 ans. Au cours de ces événements, des jets de plasma sont susceptibles de frapper la Terre, conduisant notamment à des perturbations du champ magnétique de notre planète. Ces perturbations génèrent à leur tour des courants électriques dans le sol et dans les conducteurs, appelés « courant induits géomagnétiquement » (CIG).

Ces courants peuvent provoquer des perturbations dans le réseau électrique, des surtensions, voire endommager des transformateurs. Il en résulte alors un risque important de panne électrique de grande ampleur, et possiblement pour de longues durées, notamment pour des tempêtes très rares, mais très puissantes, comme celle de l’événement de Carrington en 1859.

Une étude requise par les normes internationales

C’est la raison pour laquelle ce genre d’événement fait partie de la démonstration de Sûreté d’un réacteur nucléaire. Par exemple, le Guide SSG-77 de l’Agence internationale de l’énergie atomique (AIEA), publié en 2022, inclut explicitement l’analyse des tempêtes solaires, au même titre que les agressions de type impulsion électromagnétique – ce qu’il faut comprendre comme celles provenant de sources naturelles comme la foudre, mais peut-être, aussi, d’attaques militaires. La réglementation française, quant à elle, est un peu moins explicite : l’arrêté du 7 février 2012 exige que soient prises en compte « la foudre et les interférences électromagnétiques ».

L’enjeu pour les réacteurs est en premier lieu la perte de l’alimentation électrique. Car un réacteur nucléaire, même arrêté, continue à produire de la chaleur – il s’agit de la puissance résiduelle, provenant de la désintégration des éléments les plus radioactifs du cœur. Cette chaleur doit être évacuée pour éviter une fusion du cœur (ou des éléments combustibles usés dans les piscines). Les échanges publics entre l’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection (ASNR) et EDF nous indiquent que ce type d’événement est aujourd’hui inclus dans un scénario appelé « Manque de tension externe » (MDTE) de longue durée, c’est-à-dire pendant 15 jours. Dans ce genre de situation, ce sont les générateurs de secours (les diesels) qui prennent le relais – avec une réserve suffisante de carburant. Autrement dit, l’effet d’une tempête solaire est géré par son risque principal, à savoir une panne électrique généralisée de longue durée.

Il y a besoin d’aller plus loin pour la démonstration de Sûreté

Ces échanges nous indiquent que ce risque n’est pas considéré comme prioritaire – en particulier du fait de la latitude de la France, éloignée du pôle ; voir par exemple l’avis IRSN N°2020-00053. Cet avis indique toutefois qu’un programme exploratoire a été engagé par EDF pour mieux connaître les courants induits géomagnétiquement ; l’IRSN demande notamment que le point suivant soit analysé : « étudier les effets des courants géomagnétiques induits par une tempête solaire d’intensité significative, notamment sur les transformateurs (risque d’incendie) ». La complète évaluation de ce type d’événement semble donc toujours en cours.

Dans son guide, l’AIEA relève deux autres problématiques potentielles liées aux tempêtes solaires. Première d’entre elles : l’effet du phénomène électromagnétique sur les télécommunications, qui risque de conduire à une rupture de communication entre la centrale et les autorités, ce qui peut rendre difficile la gestion de crise. Autre élément : le risque sur le systèmes de contrôle-commande et de capteurs d’une centrale, qui pourraient être affectés par des perturbations électromagnétiques ; ce point est notamment étudié lors de l’étude de la protection de l’installation contre la foudre.

Pour terminer, il faut savoir qu’une centrale nucléaire a déjà été affectée par une tempête solaire importante. En mars 1989, en effet, une puissante tempête géomagnétique a conduit à une importante coupure du réseau électrique au Québec, coupant le courant à six millions de personnes pendant neuf heures. Au cours de cet événement, la centrale nucléaire Gentilly-2, de modèle Candu, dans la commune de Bécancour sur la rive du Saint-Laurent, a perdu son alimentation électrique. Les générateurs de secours ont alors pris le relais, sans dommage pour la centrale

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Un rapport international révèle que les vingt principaux pays producteurs d’énergies fossiles prévoient, d’ici 2030, d’extraire presque deux fois plus de charbon, de pétrole et de gaz que ce qui serait compatible avec l’Accord de Paris.

L’expression « les gaziers », en savoyard, signifie « les amis ». Mais il n’est pas nécessaire d’être savoyard pour comprendre que les pétrogaziers ne sont pas les alliés du climat. Derik Broekhoff, chercheur à l’Institut de l’environnement de Stockholm (SEI) et coauteur de l’étude, souligne que « les gouvernements, au total, prévoient de produire beaucoup plus d’énergies fossiles que ce qui serait cohérent avec une limitation du réchauffement mondial entre 1,5 °C et 2 °C ».

Un écart grandissant avec l’Accord de Paris

Les ambitions affichées lors de la COP21 à Paris en 2015 s’éloignent chaque année davantage de la réalité des politiques énergétiques. Selon le rapport corédigé avec l’Institut international du développement durable (IISD) et l’institut Climate Analytics, les vingt principaux pays producteurs d’énergies fossiles prévoient d’extraire, d’ici 2030, 77 % de charbon, de pétrole et de gaz en plus par rapport à une trajectoire compatible avec un réchauffement limité à 1,5 °C.

En 2023, les experts estimaient déjà cet excédent à 110 %. Il atteint désormais 120 %, preuve que l’écart avec les objectifs climatiques se creuse au lieu de se réduire. Le rapport souligne que ce désalignement ne se limite pas aux prochaines années : la production de charbon devrait croître jusqu’en 2035 et celle de gaz jusqu’en 2050.

Ces pays qui veulent augmenter leur production d’énergies fossiles

Les vingt pays étudiés représentent environ 80 % de la production mondiale de combustibles fossiles. Parmi eux, dix-sept projettent d’augmenter la production d’au moins une énergie fossile dans la décennie à venir. Les auteurs pointent ainsi l’écart croissant entre les discours et les actes. Alors que plusieurs États annoncent des objectifs de neutralité carbone, leurs plans d’investissement continuent de privilégier l’expansion pétrolière et gazière ou la prolongation de l’usage du charbon.

L’Agence internationale de l’énergie (AIE) rappelle que, pour respecter l’Accord de Paris, aucune nouvelle infrastructure fossile majeure ne devrait voir le jour. Or, la réalité est tout autre : projets d’exploration, nouvelles centrales à charbon et terminaux méthaniers se multiplient.

Des conséquences climatiques irréversibles

Cette dissonance a des implications directes. Selon le GIEC, chaque fraction de degré supplémentaire accroît les risques de vagues de chaleur meurtrières, de pertes agricoles et d’événements extrêmes. L’augmentation de la production fossile verrouille par ailleurs des émissions pour plusieurs décennies.

Le rapport n’épargne aucun grand producteur, qu’il s’agisse des États-Unis, de la Russie, de la Chine, de l’Inde ou des pays du Golfe. Mais il dénonce aussi la responsabilité des gouvernements qui, tout en promouvant les énergies renouvelables, continuent de soutenir leurs champions nationaux du pétrole et du gaz.

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Grâce à une puissance quatre fois supérieure au plus grand électrolyseur européen actuellement en service, le projet Normand’Hy espère participer à la décarbonation de l’industrie normande avec une production annuelle estimée 28 000 tonnes d’hydrogène vert. Mise en service prévue en 2026. 

Situé à quelques centaines de mètres des rives de la Seine, le chantier du projet Normand’Hy, d’une superficie de 14 hectares, avance à grandes enjambées. Promis au titre de plus grand électrolyseur vert d’Europe, il devrait produire de l’hydrogène vert pour les industries locales, mais également pour le secteur du transport à hauteur de 25 %. Pour cela, l’hydrogène sera produit par des électrolyseurs de type PEM (membrane échangeuse de proton), d’une puissance totale de 200 MW, grâce à l’eau de la Seine. L’électricité sera issue d’une centrale photovoltaïque mise en œuvre par le producteur d’énergie renouvelable Unite, via un contrat de gré à gré, également appelé Power purchase agreement (CPPA) avec Air Liquide. Pour s’adapter à la production intermittente du parc solaire, les électrolyseurs déjà installés sont capables de faire varier très rapidement leur puissance. On parle d’une vitesse de 1 % de puissance par seconde.

Le choix du site de Port-Jérôme, pour l’implantation de l’électrolyseur géant, est loin d’être un hasard, car la Normandie représente près d’un tiers de la consommation française d’hydrogène. Le site, géré par Air Liquide, va ainsi alimenter plusieurs sites industriels par le biais d’un pipeline, et en particulier la raffinerie de Gonfreville l’Orcher, qui consommera la moitié de la production de l’électrolyseur afin de permettre le raffinage du pétrole. Le chantier suivant son cours comme prévu, la mise en service du site est attendue pour fin 2026.

Un projet vite rattrapé ?

Si la puissance du site est impressionnante, il ne devrait pas rester n°1 très longtemps, car les projets d’électrolyseurs verts se multiplient un peu partout dans le monde. Comme souvent en matière d’énergie renouvelable, la Chine affiche une longueur d’avance avec son site de Sinopec, d’une puissance de 260 MW. De nombreux autres projets sont envisagés, en particulier en Mongolie, avec des puissances dépassant parfois les 400 MW.

Plus proche de chez nous, le projet H2V, qui doit voir le jour à Fos-sur-Mer dans les années à venir, devrait lui aussi dépasser Normand’hy. Désormais appelé H4 Marseille-Fos, sa puissance initiale de 600 MW a été largement revue à la baisse, mais devrait tout de même atteindre les 300 MW. sa mise en service est prévue pour 2029.

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En théorie, l’hydrogène a tout du vecteur énergétique idéal. Mais en pratique, manipuler ce gaz léger et inflammable n’a rien d’évident. Face à ces enjeux, une startup française à une solution : des capsules d’hydrogène, et dont la manipulation se veut (presque) aussi simple que changer une capsule de café.

Les plus cinéphiles parmi nos lecteurs se rappelleront certainement cette scène iconique du film Retour vers le Futur, lorsque Doc charge une capsule de plutonium à l’arrière de la DeLorean. Objectif : fournir à la voiture l’énergie nécessaire à dépasser les 88 miles à l’heure et franchir les barrières du voyage dans le temps. Pour le sujet qui nous occupe aujourd’hui, il n’est pas question de plutonium, ni de voyage dans le temps, mais d’une innovation de la startup NamX : un système de chargement de capsules à hydrogène. Des capsules qui peuvent être insérées et échangées à la main à l’arrière d’une voiture. L’invention a été brevetée en 2023 (W0 2023/203114 A1) et est destinée à équiper des véhicules à faible émission.

En partenariat avec le prestigieux constructeur italien Pininfarina, la startup compte être la première à lancer un SUV à hydrogène. Le véhicule sera doté d’un moteur de 300 à 550 chevaux. Doté de 6 capsules (3 kg d’hydrogène) en plus du réservoir principal (5 kg), il offrira une autonomie totale de 800 km. Présenté en 2022 au Mondial de L’Automobile, il aura fait son effet avec son système de rechargement original. NamX envisage une commercialisation pour 2027.

NamX veut rendre l’hydrogène accessible

Au-delà du véhicule lui-même, c’est tout le concept d’approvisionnement en combustible hydrogène qui mérite qu’on s’y attarde. Le système de recharge par capsule permet en effet, en principe, de lever le principal obstacle de tout nouveau vecteur énergétique pour les transports : le réseau de stations-service destinées à ravitailler le véhicule. Pour les hydrocarbures, le réseau est bien installé depuis de nombreuses décennies, tandis que pour l’électrique, ce réseau s’étend à grande vitesse sur tout le territoire ; pour l’hydrogène, les choses sont en revanche nettement plus difficiles.

C’est pour rendre l’hydrogène accessible que Faouzi Annajah et Thomas de Lussac, les fondateurs de NamX, ont proposé leur solution. En premier lieu, les capsules, appelées « Capx » seront faciles à échanger manuellement, de sorte que la recharge durera moins de quatre minutes. En deuxième lieu, ces CapX pourront être trouvées un peu partout, sous des formes pour le moins surprenantes : dans des stations à hydrogène, mais aussi chez les concessionnaires, dans des magasins spécialisés appelés des CapXtores, des supermarchés, voire même livrées à domicile par abonnement. Des idées qui ont le mérite de faire percevoir le sujet selon de nouveaux angles.

Certains observateurs s’interrogent sur la sécurité du dispositif, dans un contexte où les chocs arrière occupent une part minoritaire, mais réelle des accidents. Ces questions liées à la sécurité de l’hydrogène, dans le véhicule, et dans les autres lieux où les CapX seront stockées, sont de toute façon inhérentes à la filière hydrogène en général. Et il sera particulièrement intéressant de voir comment NamX s’y prendra pour relever ce défi.

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Si la centrale nucléaire qui alimente la Slovénie et la Croatie n’est pas un monstre de puissance, elle a pour elle une régularité remarquable. Lors de son dernier cycle de combustible, elle a tout simplement réalisé un sans-faute. 

La centrale nucléaire de Krško a bien mérité son arrêt programmé pour maintenance. Cette centrale, que se partagent la Croatie et la Slovénie, vient de terminer avec brio son 34ᵉ cycle de combustible. Pendant presque un an et demi, son unique réacteur a fonctionné sans discontinuer à pleine puissance. Au total, elle a ainsi produit près de 8 500 GWh en 511 jours. Ces chiffres soulignent la bonne gestion d’une centrale qui a pourtant des « kilomètres » au compteur. Construite par Westinghouse en 1975, elle a été connectée au réseau à partir de 1981. Son réacteur à eau pressurisée, comme la plupart des réacteurs français, affiche une puissance nette de 688 MW.

D’abord mise en service pour une durée de 40 ans, elle a finalement obtenu une extension de sa durée de vie à 20 ans supplémentaire, ce qui devrait permettre de maintenir son exploitation jusqu’en 2043. Sans cesse entretenue et mise aux normes, elle a récemment reçu de nouvelles protections contre la grêle et la foudre, suite à des épisodes météorologiques de plus en plus violents dans la région. Si tout se passe comme prévu, elle devrait être redémarrée dès la fin du mois d’octobre.

Un deuxième réacteur bientôt construit ?

Il se pourrait bien que le réacteur de la centrale ne reste pas seul très longtemps. Depuis 2019, la Slovénie étudie les possibilités d’extension du site. En 2022, les gouvernements de la Slovénie et de la Croatie ont renouvelé leur intérêt pour l’augmentation de la puissance de la centrale. C’est ainsi qu’est né le projet d’extension JEK2. Si un référendum devait normalement avoir lieu pour valider ce projet, ce dernier a finalement été annulé au dernier moment. Il se murmure que les députés slovènes craignaient une perte d’adhésion de la population. Le projet a tout de même été maintenu.

À l’heure actuelle, EDF et Westinghouse se livrent un combat acharné pour savoir si va remporter un contrat estimé à plus de 10 milliards d’euros. Alors que Westinghouse propose la construction d’un réacteur AP1000, d’une puissance de 1150 MWe, EDF propose soit la construction d’un EPR de 1650 MW, soit la construction d’un EPR1200, dont la puissance ne dépasse pas les 1200 MWe.

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Dans cette zone fortement ensoleillée de la Chine, un nouveau complexe solaire veut profiter à la fois de la chaleur et de la lumière du Soleil. Deux technologies y cohabitent : l’une injecte directement l’électricité produite dans le réseau, l’autre stocke la chaleur pour la transformer en courant à la demande.

« China Three Gorges » ou, en français, « Trois-Gorges de Chine », évoque souvent le gigantesque barrage hydroélectrique chinois d’une puissance dépassant les 22 gigawatts (GW). Cette entreprise, cependant, exploite également d’autres centrales, dont notamment celle qu’elle vient d’inaugurer dans la ville de Hami, province du Xinjiang.

Cette nouvelle infrastructure est un complexe solaire hybride, combinant un champ photovoltaïque et une centrale thermodynamique à concentration. En mariant ces deux technologies, les Trois-Gorges entendent garantir une production d’électricité continue, de jour comme de nuit.

Un nouveau record pour un système hybride

Occupant plus de 1 800 hectares, cette ferme solaire affiche une puissance totale d’un gigawatt, répartie entre 900 mégawatts (MW) de photovoltaïque et 100 MW de solaire à concentration. Avec cette installation, le géant chinois établit un nouveau record mondial pour un système hybride, dépassant le précédent détenu par le projet Noor Energy de 950 MW (250 MW de photovoltaïque plus 700 MW de solaire à concentration) aux Émirats arabes unis.

Le parc photovoltaïque, mis en service en 2024, assure la production d’électricité pendant la journée. La centrale solaire à concentration, raccordée seulement en septembre (avec plusieurs semaines d’avance sur le calendrier) prend quant à elle le relais la nuit et pendant les jours nuageux. Elle utilise 260 000 réflecteurs incurvés qui concentrent les rayons du Soleil vers un récepteur unique. La chaleur ainsi captée est transférée dans du sel fondu, capable de la stocker durant huit heures. La circulation de ce fluide a été optimisée de manière que le système soit toujours opérationnel même par -20 °C. Lorsque la production photovoltaïque diminue ou cesse, la chaleur est convertie en électricité, garantissant ainsi une production continue. L’ensemble du processus est piloté par un système de contrôle centralisé.

Vers 3 GW de puissance

Chaque année, le site hybride des Trois-Gorges devrait générer environ 2 TWh d’électricité, soit l’équivalent de la consommation de 830 000 foyers. Cette capacité est appelée à croître, puisque l’entreprise prévoit déjà une deuxième phase qui portera la puissance totale à 3 GW. L’extension renforcera davantage la part déjà importante des énergies renouvelables dans le mix électrique de la région où l’ensoleillement atteint les 3 000 heures par an. Le groupe prévoit également de reproduire ce modèle de centrale hybride dans d’autres provinces du pays.

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Si les promesses restent, les difficultés se multiplient, pour l’hydrogène vert. Dans son dernier rapport sur le sujet, l’Agence internationale de l’énergie a revu à la baisse le nombre de projets prévus pour la fin de la décennie. 

Tout ne se passe pas comme prévu, en matière de développement de l’hydrogène vert. Un temps perçu comme l’une des clés de la transition énergétique, l’hydrogène produit à partir d’énergies renouvelables peine à se faire une place. Pourtant, à l’heure actuelle, ce ne sont pas les besoins en hydrogène qui manquent. Selon un récent rapport de l’Agence internationale de l’énergie (AIE), sur l’année 2024, la demande mondiale a augmenté de 2 % par rapport à l’année précédente pour atteindre près de 100 millions de tonnes de H2. Cependant, cette production a nécessité 290 milliards de mètres cubes de gaz naturel, et 90 millions de tonnes d’équivalent charbon.

L’hydrogène vert, moins de 1 % de la demande mondiale

Si la production d’hydrogène vert a augmenté de 10 % entre 2023 et 2024, elle ne devrait atteindre les 1 million de tonnes que dans le courant 2025, et représenter moins de 1 % de la demande mondiale. D’ailleurs, la somme de tous les projets de production d’hydrogène vert, estimés pour 2030, vient d’être revue à la baisse. Estimée à 49 millions de tonnes par an lors du dernier rapport, elle s’élève désormais à 37 millions de tonnes par an, ce qui représente une baisse de 25 %.

Toujours selon l’AIE, l’hydrogène vert rencontre de nombreuses difficultés qui entraînent retards et annulations de projets. Il faut dire que, pour le moment, la baisse du coût du gaz naturel associée à la hausse du prix des électrolyseurs renforcent l’écart de prix entre l’hydrogène gris et l’hydrogène vert. Cette situation touche même la France. Ainsi, l’entreprise McPhy Energy, qui a récemment inauguré la première gigafactory d’électrolyseurs, est en grande difficulté financière et vient d’être rachetée in extremis par John Cockerill. Cet été, ArcelorMittal a également décidé de renoncer à reconvertir son usine de production d’acier à l’hydrogène, faute de rentabilité. Enfin, du côté des transports, le recours à l’hydrogène semble plus complexe que prévu, ce qui limite fortement son déploiement. La voiture à hydrogène ne parvient pas à se faire une place, et les perspectives d’un futur avion à hydrogène sont de plus en plus floues. Même Airbus a décidé de ranger son concept d’avion 100 % hydrogène dans un carton.

Tenir le coup le temps que les prix se resserent

Pour autant, l’Agence internationale de l’énergie souligne que, malgré une adoption très lente, l’hydrogène vert pourrait quand même jouer un rôle important dans la transition énergétique. L’AIE projette que la production d’hydrogène vert pourrait atteindre 4,2 millions de tonnes d’hydrogène par an, soit 4 % de la production mondiale. Si cette augmentation semble à priori modeste, elle représenterait tout de même une multiplication par 5 de la production par rapport aux chiffres de 2024. Si cette croissance est respectée, elle ressemblerait fortement à l’évolution connue par le photovoltaïque il y a quelques années. D’ailleurs, à la fin de la décennie, il y a de grandes chances pour que les écarts de prix entre hydrogène gris et hydrogène vert diminuent, ce qui devrait contribuer à l’accélération de l’hydrogène vert.

L’AIE souligne particulièrement le rôle que pourrait avoir l’hydrogène vert dans le transport maritime. À l’heure actuelle, 60 navires fonctionnent déjà au méthanol, un carburant obtenu à partir d’hydrogène et de dioxyde de carbone, et on compte près de 300 navires de ce type en commande. Cette adoption pourrait s’accélérer si les infrastructures portuaires évoluent, et si le cadre réglementaire en fait de même. Elle estime qu’il suffirait d’équiper 17 ports pour couvrir les besoins de ravitaillement de 60 % du trafic maritime mondial.

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C’est un peu le Bison futé de l’électricité. Sur la nouvelle carte interactive CartoFlux mise en ligne par le gestionnaire du réseau RTE, l’on peut observer le trafic en temps réel sur les autoroutes de l’électricité nationales. 

Sur la carte CartoFlux de RTE, l’on peut voir les grands lieux de consommation qui attendent d’être servis en électrons. Des villes, reliées aux grandes centrales par des lignes très haute tension (en rose les lignes 400 kV, en rouge les lignes 225 kV). Et sur ces lignes, des flux représentés sous forme de flèches blanches montrent le sens de propagation de l’électricité. Les pointilleux remarqueront que le courant est alternatif sur le réseau de transport, les électrons réalisant un pas en avant et un pas en arrière cinquante fois par seconde, contrairement au courant continu qui se déplace dans un seul sens.

Un coup d’œil sur les échanges d’électricité à toutes les échelles

Cette nouvelle carte interactive réunit les données d’une autre interface de RTE, Eco2Mix. Son analyse est intéressante à bien des égards. D’une part, on peut y repérer les interconnexions avec nos voisins européens : les flux sont orientés de l’Espagne vers la France – on peut supposer que la péninsule ibérique livre son électricité aux voisins européens, et donc transite par la France – et de la France vers les autres pays européens. Un zoom local est possible, permettant d’observer les flux, productions et consommation de chaque région française.

On peut aussi constater des flux orientés ouest-est (les interconnexions sont principalement à l’est, l’ouest étant un « bout de réseau »). On y voit également des gros ronds bleus, les grandes centrales nucléaires et hydroélectriques, entre autres, loin des villes, et dont les flux sont orientés du premier vers le deuxième. Il y a aussi des ronds bleus plus modestes, supposément des installations éoliennes et solaires disséminées sur le territoire ou en mer.

Si l’outil n’est pas parfait (dans l’idéal, nous aurions apprécié pouvoir consulter la tension et l’intensité en transit sur chaque ligne 225 et 400 kV et sortant des grandes centrales, par exemple), il permet d’observer en un clin d’œil l’organisation du système électrique national en temps réel. Une sorte d’echo-doppler vasculaire transposé au réseau.

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L’annonce fait grand bruit. Depuis le 1ᵉʳ octobre, Engie propose une nouvelle offre d’électricité « Happy Heures Vertes », qui promet deux heures de consommation « gratuites » chaque après-midi. Qu’en est-il réellement ? Nous avons analysé ce contrat, inédit en France.

Pour la première fois en France, un contrat d’électricité propose un créneau horaire ou le kilowattheure est… gratuit. Chaque jour pendant deux heures, la nouvelle offre « Happy Heures Vertes » d’Engie propose à ses clients un tarif où les consommations sont à zéro euro hors taxes. Pas de piège ici, l’offre est bien réelle, mais limitée aux 100 000 premières souscriptions. Elle permet de valoriser « les périodes où la production d’énergies renouvelables, notamment solaire, est la plus abondante » selon l’énergéticien. Aussi surprenant que cela puisse paraître, il est plutôt habituel que le tarif soit nul durant cette tranche tarifaire, puisqu’il l’est aussi fréquemment sur les marchés de gros. Il peut même atteindre des valeurs négatives lors d’épisodes de surproduction électrique marqués, conjugués à une faible consommation nationale.

Au-delà de l’effet d’annonce, comment ce tarif se traduit pour le client ? Que faut-il faire pour en bénéficier ?

Deux heures quotidiennes ou il faut faire chauffer le compteur

Concrètement, les clients peuvent choisir un créneau de deux « Happy Heures Vertes » consécutives entre 13 h et 17 h, modulable à tout moment et sans frais, promet Engie. Ces créneaux correspondent logiquement aux périodes où les centrales solaires atteignent habituellement leur pic de production. Pendant ces « Happy Heures Vertes », le prix du kilowattheure est fortement abaissé : zéro euro hors taxes, mais en réalité 0,036 euro avec les taxes, ce qui reste extrêmement avantageux. En parallèle, l’offre conserve un système heures pleines / heures creuses classique, avec une tarification cependant plus élevée que le tarif réglementé (tarif bleu d’EDF).

Tarif de l’abonnement pour l’offre Happy Heures Vertes d’Engie

Tarif du kilowattheure (kWh) pour l’offre Happy Heures Vertes d’Engie

Peut-on vraiment économiser avec l’offre d’Engie ?

Pour réaliser des économies substantielles, il faudra impérativement concentrer l’essentiel de ses consommations électriques sur la plage d’« Happy Heures Vertes ». La durée du créneau, deux heures seulement, limite toutefois les possibilités. D’abord, la puissance souscrite de votre compteur peut empêcher le démarrage simultané de plusieurs appareils énergivores. Si votre contrat est en 6 kVA comme la plupart des foyers en France, votre compteur disjonctera certainement si vous allumez au même moment sèche-linge, lave-linge, chauffe-eau et radiateurs.

Ensuite, si vous possédez un véhicule électrique, deux heures ne suffiront pas à faire le plein à prix cassé. Sur une borne classique de 7 kW, vous récupérerez environ 14 kWh durant les « Happy Heures Vertes » et le reste de la recharge s’effectuera en heures pleines à un prix plutôt élevé de 0,25 €/kWh. Sur un plein de 45 kWh, le tarif moyen du kilowattheure revient alors à 0,18 €, soit toujours plus élevé qu’un créneau d’heures creuses du tarif réglementé option Tempo, par exemple. Le calcul est similaire pour ceux qui utilisent un chauffe-eau, dont la plage de chauffe peut durer plusieurs heures en fonction de votre consommation d’eau chaude.

L’offre semble donc être davantage adaptée aux petits consommateurs d’électricité chauffés autrement à l’électricité et sans véhicule électrique, qui pourront profiter de cycles de lave-linge, sèche-linge et lave-vaisselle pour moins qu’une bouchée de pain. À titre indicatif, l’abonnement mensuel pour une puissance souscrite de 6 kVA est de 16 euros TTC et 24,28 euros TTC pour 12 kVA, ce qui est assez comparable au tarif réglementé.

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