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

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

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

La production démarre dès les plus faibles vents

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

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

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L’EPR de Flamanville va-t-il bientôt pouvoir réellement produire de l’électricité ? C’est à se demander, tant sa complexe mise en service est jonchée de difficultés. Néanmoins, cette situation ne semble pas entraver la motivation d’EDF, qui espère pouvoir atteindre la puissance maximale avant la fin de l’été.

La mise en service d’un réacteur de centrale nucléaire n’est pas un long fleuve tranquille, et le démarrage de l’EPR de Flamanville ne fait que le confirmer. Cela fait déjà un an qu’a eu lieu la première divergence de l’EPR français. Pourtant, celui-ci n’a pas dépassé 60 % de sa puissance maximale.

Il est arrêté depuis le 19 juin, la faute à une fuite au niveau de l’une des soupapes du circuit primaire. L’ASNR, qui a réalisé une inspection du site le 16 juillet dernier, nous permet d’en savoir plus sur la situation. Selon cette dernière, la réparation de cette fuite nécessite l’usinage de pièces spécifiques qui ont retardé la remise en service du réacteur. L’ASNR a rappelé qu’un aléa similaire avait eu lieu en avril dernier. À l’époque, EDF avait réalisé une opération d’exploitation permettant de retrouver l’étanchéité de la soupape concernée. Néanmoins, cette solution étant non pérenne, EDF travaille sur la fiabilisation non pas d’une, mais deux soupapes présentant des signes avant-coureurs de dysfonctionnement. Heureusement, toujours selon l’autorité de sûreté, les opérations menées par EDF seraient jugées satisfaisantes.

De son côté, EDF espère remettre en service le réacteur à partir du 13 août prochain, avec pour objectif d’atteindre les 100 % de puissance avant la fin de l’été. Bien qu’ambitieux, l’atteinte de cet objectif permettrait à EDF d’envoyer un signal rassurant concernant le nouveau fer de lance du parc nucléaire français.

Maintenir la pression du circuit primaire, un enjeu vital

Les soupapes du circuit primaire du réacteur de Flamanville ont une importance capitale pour le bon fonctionnement du réacteur. Ce circuit primaire assure trois fonctions essentielles, à savoir :

• Le transfert de chaleur, en transportant l’énergie thermique produite dans le cœur du réacteur vers les générateurs de vapeur,
• Le refroidissement et le maintien de la sûreté du cœur du réacteur, en permettant d’éviter toute surchauffe, même lorsque le réacteur est arrêté,
• Le maintien du confinement radioactif, en jouant le rôle de barrière. Le circuit primaire est la seconde barrière après la gaine des combustibles.

Pour que ce circuit fonctionne de manière optimale, il est pressurisé jusqu’à environ 155 bars. De cette manière, l’eau reste sous forme liquide, même à une température de 320 °C. Les soupapes concernées par l’intervention d’EDF ont pour rôle de faire baisser la pression lorsque celle-ci dépasse la limite de fonctionnement.

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

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

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

Plus de production et plus de stockage

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

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

Et malgré tout, plus de production perdue

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

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

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

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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.

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

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

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

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

Alimenter une mégapole pendant des décennies

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

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

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Dans sa dernière publication, le gestionnaire du réseau électrique français RTE alerte sur l’explosion du nombre d’épisodes de prix négatifs et des demandes d’écrêtement. En clair : les éoliennes et panneaux solaires produisent beaucoup plus d’électricité que nous en utilisons, et ne sont pas toujours synchronisées avec nos besoins. Ainsi, 10 % de la production n’a pas pu être réalisée au premier semestre 2025. Une forme de gaspillage.

Parmi les abondantes données du rapport, on note en premier lieu que le parc de production éolien et solaire français a poursuivi sa croissance au premier semestre 2025. En effet, ce sont plus de 2,3 gigawatts (GW) qui ont été raccordés entre début janvier et fin mai, dont 2,1 GW de solaire et 0,2 GW d’éolien, terrestre et en mer. Fait notable, la capacité totale installée solaire, à 26,4 GW, dépasse dorénavant la capacité éolienne, elle-même à 24,6 GW.

Ces bons résultats sur la capacité de production sont à mettre au regard du marché, et de l’équilibre du réseau. Et c’est là où le bât blesse. Si RTE note que les prix pour les marchés à terme (moyen terme) ont tendance à baisser en France, contrairement aux autres pays européens (sauf Espagne), le gestionnaire du réseau constate une forte hausse de la volatilité du prix spot (court terme).

La tendance est schématiquement la suivante : les prix spot deviennent de plus en plus élevés lors des pics du matin et du soir, et de plus en plus bas, voire négatifs, lors du creux de l’après-midi. RTE constate que le nombre d’épisodes de prix négatif a explosé en 2025 : si 53 heures avaient été constatées au premier semestre 2023, puis 235 heures au premier semestre 2024, ce sont pas moins de 363 heures qui ont été relevées au premier semestre 2025, soit 8 % du temps.

Les problèmes de l’abondance d’énergie renouvelable

L’augmentation de la fréquence des prix négatifs résulte directement de l’accroissement spectaculaire de la quantité d’électricité décarbonée disponible, laquelle n’est pas pour autant associée à une hausse de la demande – dont notamment la capacité à stocker cette énergie de manière rentable. Et si cette production ne peut pas être exportée, il se produit alors une situation de surproduction ; on relève par ailleurs que la France s’est déjà montrée très exportatrice nette d’électricité sur cette période, avec 37,6 térawattheures (TWh).

Il en résulte que la production renouvelable a vu une explosion des écrêtements de sa production. Ce sont ainsi 2 000 gigawattheures (GWh) qui ont été écrêtés au premier semestre, pour une puissance moyenne de 5,2 GW. Ces chiffres sont à comparer aux 1 100 GWh et 4,3 GW pour la même période en 2024. Pour la période entre avril et juin, ce sont ainsi 10 % du volume théoriquement produit qui ont été perdus pour le solaire, contre 5 % en 2024 et 1 % en 2023.

Si le parc continue sa croissance sans que des solutions soient mises en place pour utiliser cette énergie qui aurait pu être produite, le nombre d’événements de ce type ne pourra que croître. Ce qui conduira à d’autant plus d’énergie perdue.

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C’est une saisie d’envergure, et la première en lien avec les énergies renouvelables. Les douanes américaines viennent de mettre la main sur 136 kg de drogue dissimulée dans une cargaison de panneaux solaires thermiques.

L’Agence américaine des douanes et de la protection des frontières vient de saisir une quantité remarquable de méthamphétamines, en ce mois de juillet, dans l’aéroport de Los Angeles. Outre le caractère exceptionnel de la quantité de drogue saisie, à savoir 136 kg, c’est leur mode de dissimulation qui surprend. La méthamphétamine, un produit stupéfiant hautement addictif aux effets sanitaire désastreux, était, en effet, cachée dans des panneaux solaires.

Ces derniers devaient quitter le sol américain pour être livrés en Nouvelle-Zélande. Pour l’heure, aucun détail supplémentaire n’a été divulgué, mais il semblerait que les panneaux étaient bel et bien fonctionnels. Les trafiquants ont logiquement opté pour des modèles thermiques, destinés à produire de la chaleur, plutôt que des panneaux photovoltaïques qui produisent de l’électricité, pour leur plus grande profondeur. Toutefois, en optant pour une expédition par avion, ils ont probablement mis la puce à l’oreille des douaniers. Qu’ils soient thermiques ou photovoltaïques, l’immense majorité des panneaux solaires voyagent en effet par bateau, dont le coût de transport est nettement moins élevé.

Une première pour des panneaux solaires

La quantité saisie est tout simplement remarquable, puisqu’elle approche la plus grosse prise récente de méthamphétamine jamais relevée en France, à savoir 216 kg l’année dernière dans le Var. À priori, c’est la première fois que des panneaux solaires sont utilisés pour faire transiter de la drogue. Néanmoins, l’utilisation de panneaux solaires n’est pas étonnante, et pourrait bien gagner en ampleur. En effet, en quelques années, le marché s’est largement développé à l’échelle internationale. Chaque mois, des millions de panneaux solaires circulent à travers le monde entre leur lieu de fabrication et leur lieu d’installation. Sur l’année 2024, on estime le nombre de panneaux solaires fabriqués à presque 600 GW. Cela représente plus de 1,5 milliard de panneaux en une année.

Ce n’est, en revanche, pas la première fois que les énergies renouvelables sont associées à du trafic de drogue. En 2010, en Italie, une enquête policière avait révélé l’implication de la mafia sicilienne dans le développement des énergies renouvelables, afin de blanchir de l’argent. À l’époque, un réseau de 43 sociétés opérant dans le secteur de l’énergie éolienne et photovoltaïque avaient été saisies par la police italienne.

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Une étude publiée le 23 juillet révèle que l’exploitation raisonnée de quelques gisements de terres rares en Europe pourrait considérablement réduire la dépendance du continent aux importations, principalement chinoises. Un enjeu stratégique au cœur de la transition énergétique.

Alors que la transition énergétique accélère la demande en terres rares, indispensables à la fabrication des aimants permanents utilisés notamment dans certains véhicules électriques, l’Europe reste largement dépendante de la Chine pour son approvisionnement. Mais cette situation pourrait évoluer. Le projet européen REEsilience met en lumière des alternatives crédibles sur le Vieux Continent. En s’appuyant sur une analyse croisée de données géologiques et environnementales, l’étude estime que l’exploitation de quelques sites ciblés suffirait à couvrir une part significative des besoins européens.

Des gisements européens identifiés

Parmi les gisements identifiés, le complexe de Fen, en Norvège, se distingue par la qualité de ses minerais et un impact environnemental relativement faible. D’autres régions comme la Suède ou la Finlande présentent également des perspectives prometteuses, à condition de développer une industrie minière durable et strictement encadrée.

Au-delà de l’ouverture de nouvelles mines, les chercheurs insistent sur l’importance du recyclage, de l’écoconception, et de la modernisation des chaînes de production. L’autonomie européenne passe aussi par la formation de compétences locales et la création de chaînes de valeur intégrées. Dans un contexte de tensions géopolitiques croissantes, cette reconquête minérale représente un défi autant économique que stratégique pour l’Europe.

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Le spécialiste chinois des kits photovoltaïques et batteries prêtes-à-brancher Ecoflow va commercialiser prochainement une sixième déclinaison de sa batterie Stream. Le modèle propose une capacité de stockage deux fois supérieure aux autres versions : 3,84 kWh, ce qui permet de maximiser l’autoconsommation solaire.

Elle n’est pas facile à soulever, avec sa quarantaine de kilos. Mais c’est le prix à payer pour disposer d’une capacité de stockage remarquable sur une batterie solaire tout-en-un prête à brancher. Avec ses 3,84 kilowattheures (kWh), contre 1,92 kWh pour les autres versions, l’Ecoflow Stream Ultra X doit permettre à ceux qui en ont les moyens d’optimiser leur centrale photovoltaïque. Deux fois plus d’énergie solaire stockée, afin de réduire à néant l’injection gratuite dans le réseau public de la production non autoconsommée. Ainsi, l’électricité solaire qui n’est pas utilisée sur le moment est accumulée puis restituée progressivement, selon les besoins en temps réel du logement.

Une puissance de recharge AC augmentée

Pour le reste, la Stream Ultra X diffère peu des autres modèles de la gamme. Seule la puissance de recharge en courant alternatif (AC) depuis le réseau est légèrement augmentée. Toutefois, cette fonction n’est pas très utile si vous disposez de suffisamment de panneaux solaires pour la recharger. La capacité d’entrée photovoltaïque, via le quatre paires de ports MC4 est conservée à 2 000 Wc (4 × 500 Wc maximum, un tracker MPPT par panneau). Elle peut délivrer jusqu’à 800 W de puissance en AC sur votre réseau, mais nettement plus si l’on branche des appareils directement sur les deux prises domestiques intégrés. Dans ce cas, la puissance AC est portée à 2 300 W, soit 10 ampères, avec un maximum de 1200 W par prise.

L’Ultra X peut être branchée en parallèle à d’autres batteries de la gamme Stream via un câble spécifique pour former un ensemble d’une capacité de stockage maximale de 23 kWh. La puissance de sortie AC reste cependant inchangée, quel que soit le nombre de batteries associées. Ecoflow commercialisera la Stream Ultra X en France d’ici quelques semaines, date à laquelle son prix sera dévoilé. Il sera probablement situé autour des 2 500 euros hors promotion, si l’on se base sur le prix de sa petite sœur, la Stream Ultra (lire notre test).

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Profiter de la chaleur de la terre sans creuser, c’est possible. Une startup Suisse a mis au point un système d’échangeur pouvant être installé dans presque n’importe quel édifice souterrain. Un immeuble parisien vient d’être équipé de cette technologie. 

La géothermie est souvent considérée comme une solution prometteuse pour produire de la chaleur à l’échelle des bâtiments. Néanmoins, elle peine à se démocratiser, la faute aux coûteux investissements qu’elle nécessite. Face à cette réalité, la startup Enerdrape, issue de l’École polytechnique fédérale de Lausanne, a cherché à mettre au point une solution technique permettant de profiter de l’énergie de la terre, sans nécessiter de forage.

Des échangeurs thermiques dans les parkings souterrains

La solution mise au point prend la forme d’un panneau en aluminium faisant office d’échangeur thermique, dont la fabrication peut être industrialisée. Ces panneaux, modulaires et faciles à installer, sont installés dans les structures souterraines comme les parkings. Un liquide serpente dans ces panneaux, et récupère l’énergie géothermique peu profonde, ainsi que l’énergie résiduelle présente dans l’air.

Si plusieurs projets sont en cours de développement en Suisse, un immeuble du 11e arrondissement de Paris vient d’être équipé de ces panneaux. Au total, 145 panneaux ont été installés dans le parking souterrain, et permettent de préchauffer le circuit primaire d’une pompe à chaleur, grâce à de l’eau glycolée. Au total, le circuit ne nécessite que 1 mètre cube de liquide pour une surface d’échange de 142 mètres carrés.

Démocratiser la géothermie en milieu urbain

En France, les projets géothermiques se multiplient notamment pour le chauffage de sites de grande envergure. Mais en milieu urbain, leur utilisation reste encore anecdotique, notamment à cause des contraintes techniques engendrées. En règle générale, les installations envisagées peuvent atteindre des profondeurs de plusieurs dizaines à plus milliers de mètres. Ainsi, les forages réalisés pour la rénovation du système de chauffage et de climatisation de l’Élysée atteignent presque 2 km, pour atteindre des températures d’eau pouvant atteindre les 85 °C.

Moins efficace, le système proposé par Enerdrape reste bien moins onéreux, et permet raisonnablement de limiter les besoins en énergie d’un système de chauffage, voire même de rafraîchissement.

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Acteurs majeurs de la production d’énergie pendant des siècles, les moulins flottants, jadis présents sur tous les grands fleuves européens, pourraient constituer une solide source d’inspiration pour la production d’une électricité locale et décarbonée en milieu urbain. 

Ils ont disparu des paysages, mais également de la mémoire collective. Les moulins flottants ont pourtant représenté une part non négligeable de la production d’énergie européenne pendant plusieurs siècles. Si leur origine remonte au VIe siècle, à la fin de l’Empire Romain, ils se sont largement développés à partir du Moyen Âge. On a pu compter plusieurs milliers de moulins flottants répartis dans toute l’Europe. Rien qu’en France, les berges de la Seine ont accueilli jusqu’à 80 moulins, tandis que le Rhône en accueillait encore 27 en 1817.

Le développement massif de ces installations s’explique par de nombreux facteurs. À cette époque, il était impossible de contenir la force des plus grands fleuves d’Europe. Ainsi, les moulins à eau étaient réservés aux petits cours d’eau. Ces derniers étaient dotés de retenues et de systèmes d’écluses qui permettaient d’ajuster en permanence le débit d’eau atteignant la roue, compensant ainsi les variations de niveau du cours d’eau.

De nombreux conflits d’usage

En restant tout le temps à la surface de l’eau, les moulins flottants pouvaient également s’adapter en permanence au niveau du fleuve sur lequel ils étaient installés, permettant ainsi une production constante. Si plusieurs formes de moulins flottants ont existé, la forme la plus courante était composée de deux coques, entre lesquelles on retrouvait une roue. L’une des deux coques, beaucoup plus large, accueillait l’ensemble de la machinerie, notamment les meules nécessaires à la production de farine. Pour rester en place, les moulins flottants étaient ancrés dans le fond de la rivière, ou amarrés à la berge.

Mais à partir de la fin du XVIIIe siècle, leur nombre commence à diminuer face au développement de la vapeur, mais également de la navigation fluviale, pour laquelle ils constituent des obstacles. De nombreux accidents ont lieu, notamment à cause du fait que les moulins étaient situés dans les endroits des fleuves où le courant était le plus fort. En France, le dernier moulin flottant, situé à Pontoux, est définitivement arrêté et détruit en 1923.

Une inspiration pour l’avenir ?

Si de nombreuses iconographies témoignent de la présence de ces moulins flottants, il en reste très peu de vestiges archéologiques, du fait de leur structure en bois. Cela explique largement notre méconnaissance à leur sujet. Pourtant, à l’heure du développement des énergies renouvelables, ces centrales de production flottantes pourraient servir d’inspiration pour produire une énergie locale et décarbonée aux abords des grands fleuves. Plusieurs startups réfléchissent déjà à des sortes de navires capables de produire de l’énergie pour la ramener à terre. C’est notamment le cas de la startup française Unda, qui teste actuellement un prototype dans le porte de Saint-Malo. De la même manière, la startup Denv-R a mis au point un data center flottant, qui permet d’utiliser l’énergie de l’eau pour refroidir le matériel informatique.

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Les éoliennes du futur auront-elles la forme de montagnes russes ? Bill Gates semble y croire, en investissant dans cette startup américaine qui veut révolutionner la production d’énergie à partir du vent. 

En matière d’énergie, Bill Gates est notamment connu pour sa position pronucléaire. Il a d’ailleurs fondé l’entreprise américaine TerraPower, qui travaille à la mise au point d’un réacteur modulaire. Mais le milliardaire américain n’en est pas pour autant contre les énergies renouvelables, en particulier les éoliennes. Il participe au financement, via Breakthrough Energy Ventures, de la startup Airloom Energy, qui vient de commencer la construction d’une éolienne pilote, au design pour le moins original.

Ce nouveau type d’éolienne a pour ambition d’être moins cher et plus rapide à installer, tout en étant plus efficace. Son fonctionnement est le suivant : un ensemble d’ailes verticales de 10 mètres de long sont reliées à un câble, lui-même fixé sur un rail ovale situé à 25 mètres du sol. Grâce à la force du vent, les pales se mettent en mouvement, et génèrent de l’électricité. L’idée principale de ce concept réside dans l’idée que la plupart des pièces qui le composent sont d’une taille plus raisonnable que celles des éoliennes actuelles. De ce fait, il est plus facile de les produire en série, et de les expédier.

Un projet pas si révolutionnaire que ça ?

Il est vrai que le design classique des éoliennes avec un mât et trois pâles a son lot d’inconvénients : convois exceptionnels requis pour le transport des pales, grues mobiles de très grande taille pour l’assemblage du mât… Cependant, aucune autre technologie n’est parvenue à être plus efficace et moins coûteuse pour produire de l’électricité à partir du vent. Le projet Airloom a l’avantage de hauteurs réduites qui facilitent son déploiement, et permettent son installation sur des sites contraints comme les bases militaires ou les aéroports.

Reste désormais à savoir si, en termes de rendement, ce nouveau type d’éolienne parviendra à conserver un rendement intéressant, tout en sachant que les vents sont plus puissants et stables à partir d’une certaine altitude. Début de réponse dans quelques mois, dans le Wyoming.

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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.

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Le coup d’envoi vient d’être donné, pour ce qui s’annonce comme le plus grand projet énergétique de l’histoire de l’humanité. Si les chiffres du projet sont vertigineux avec 60 GW de puissance et 300 TWh/an de production par an, l’impact environnemental de ce monument suscite les inquiétudes. 

La construction du barrage de Motuo, futur plus grand barrage au monde, vient d’être lancée. Ce 19 juillet, le premier ministre chinois Li Qiang était présent non loin de Nyingchi, une ville préfecture du Tibet, pour l’inauguration des travaux. Officiellement annoncé en décembre dernier, ce projet de barrage devrait coûter 167 milliards de dollars, et afficher une puissance colossale de 60 GW, soit presque autant que l’ensemble du parc nucléaire français. À titre de comparaison, la puissance des Trois-Gorges, lui aussi en Chine, qui est actuellement le plus grand barrage au monde, est de 22,5 GW. Quand elle est remplie, sa retenue d’eau affecte directement la durée de rotation de la Terre, la ralentissant de 0,06 microseconde une fois mis en service.

Ce projet de barrage hydroélectrique suscite de nombreuses inquiétudes par son gigantisme, à commencer par les pays traversés par le fleuve Brahmapoutre, à savoir le Bangladesh et l’Inde. Ce dernier a d’ailleurs fait savoir qu’il suivrait avec attention le déroulement du projet, et prendrait les mesures nécessaires pour protéger ses intérêts. Sur ce point, la Chine s’est voulu rassurante, indiquant que le barrage serait sans impact sur les pays en aval, et qu’elle maintiendrait la communication avec ses voisins pendant toute la durée du projet.

Une conception plus écologique que le barrage des Trois-Gorges ?

Le volet écologique de ce projet suscite également de nombreuses préoccupations. Outre d’importantes répercussions sur les populations locales, la mise en service du barrage des Trois-Gorges a eu un impact colossal sur le fleuve Yangzi Jiang, avec l’inondation de 600 km² de terres agricoles et de forêts, ainsi que le blocage des sédiments dans le réservoir. De ce fait, le lit du fleuve en aval s’est considérablement érodé, et le manque de sédiments a conduit à un recul du delta du fleuve.

Pour le barrage de Motuo, qui devrait produire 300 TWh/an, la Chine a choisi une construction différente afin de limiter l’impact environnemental de celui-ci. Le barrage ne devrait pas être constitué d’une vaste retenue, mais prendra la forme de quatre tunnels d’une vingtaine de kilomètres de long, creusés sous la montagne Namcha Barwa. Ces tunnels devraient capter la moitié du débit du fleuve pour actionner des turbines, avant de les renvoyer dans le cours du fleuve.

Il faut reconnaître que le site présente un potentiel immense pour la production d’électricité. Le canyon de Yarlung Tsangpo, nom localement donné au Brahmapoutre, est le plus long et le plus profond du monde avec une profondeur de 5 000 mètres sur 500 km de distance. À cet endroit, le fleuve affiche un débit moyen de 4 500 m³/s. En comparaison, le débit du Rhône, plus puissant fleuve en France, est de 1 710 m³/s à son embouchure ! Sur le site de construction du barrage, la hauteur de chute du fleuve est de 2 000 mètres sur seulement 50 km. Les turbines et organes de régulation devront supporter une pression et un débit colossal, jamais atteint jusqu’ici dans le monde.

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Isoler permet bien sûr d’économiser de l’énergie, et de limiter l’émission de gaz à effet de serre. Mais cela se fait par l’ajout de matériaux isolants, qu’il a bien fallu fabriquer avant leur installation. Et cette fabrication consomme elle-même de l’énergie, potentiellement carbonée. C’est tout l’enjeu des notions d’énergie grise et d’empreinte carbone, et Rockwool l’a bien compris. La société va ainsi massivement investir pour décarboner sa production.

La laine de roche est un excellent isolant thermique, toutefois sa fabrication exige des températures élevées. En effet, il est nécessaire de provoquer la fusion des matières premières rocheuses de façon à pouvoir former les fibres qui constitueront le matériau. Pour atteindre ces températures élevées, du coke, un dérivé du charbon, est souvent utilisé. Or le coke est un matériau carboné.

Cet aspect du procédé de fabrication n’est pas problématique en soi, car l’isolant permettrait d’économiser ensuite cent fois l’énergie qui a été utilisée pour sa production, selon Rockwool, rentabilisant ainsi son empreinte carbone. Toutefois, Rockwool tient à réduire de 60 % son empreinte carbone. Et pour ce faire, la société a prévu de convertir deux lignes de fabrication à la technologie de fusion électrique, dans son usine de Saint-Éloy-les-Mines (Puy-de-Dôme), entre Clermont-Ferrand et Montluçon. Le site, qui produit 200 000 tonnes d’isolant chaque année, devrait ainsi pouvoir se sevrer du coke.

Une ligne à très haute tension spécifique à l’usine

La conversion vers le procédé électrique représente un investissement conséquent : ce seront ainsi pas moins de 100 millions d’euros qui seront investis sur son unique site français. Le projet de conversion devrait aboutir en 2027.

Rockwool confirme ainsi son ancrage local, dont l’ambition a impliqué une modification d’ampleur du réseau électrique. En effet, les systèmes de fusion électriques impliquent un important besoin en électricité : chaque four électrique dispose d’une puissance de 3 000 kW. Pour rendre le projet possible, le gestionnaire du réseau de transport d’électricité RTE a ainsi mis en service une ligne souterraine spécifique en 225 000 V, longue de 20 km.

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Berceau des géants américains du numérique et de l’intelligence artificielle, la Californie incarne l’innovation technologique. On pourrait alors penser que la gestion de son réseau électrique soit tout aussi avancée. Pourtant, chez California independent system operator (CAISO), opérateur du réseau, le fonctionnement interne est encore relativement analogique. L’organisme amorce cependant une modernisation de son centre de contrôle, en commençant notamment par l’intégration d’une IA.

Chaque jour, CAISO planifie des centaines d’interruptions sur différentes portions du réseau. Ces arrêts sont le plus souvent liés à des opérations de maintenance ou, parfois, ils sont aussi prévus afin de pouvoir réduire la charge sur certaines lignes. En pratique, lorsqu’une interruption est programmée, les ingénieurs commencent par consulter un rapport de planification. Ensuite, ils insèrent les éléments d’information dans leur logiciel interne, qui calcule alors l’impact potentiel de l’arrêt sur l’ensemble du réseau électrique, permettant ainsi de prendre les décisions adaptées. Si cette démarche peut ne prendre que quelques minutes, elle devient chronophage et fastidieuse une fois appliquée aux centaines d’interruptions prévues. C’est donc ce processus que CAISO prévoit de confier à l’IA.

La première IA en charge des opérations réelles du réseau

Dans le cadre d’une nouvelle collaboration, l’entreprise OATI, basée dans le Minnesota et spécialisée dans le développement de logiciels, propose ainsi à CAISO une solution de gestion basée sur l’IA. Baptisé Genie, cet outil fera uniquement l’objet d’un projet pilote qui sera mené au sein du centre de contrôle de l’opérateur. Le système effectuera des travaux d’analyses en temps réel et prendra de manière autonome des décisions sur des fonctions clés du réseau. Genie sera utilisé dans la gestion des interruptions planifiées et des pannes qui concernent les grandes infrastructures du réseau. Il ne s’occupera donc pas des coupures de courant affectant directement les particuliers.

Le lancement du projet pilote est prévu pour le début de l’année prochaine. L’objectif sera d’évaluer la capacité de l’IA en termes de fiabilité, de précision et de rapidité. Si les résultats sont concluants, l’opérateur pourrait alors aller plus loin et étendre son usage sur d’autres fonctions du réseau électrique.

« À notre connaissance, il s’agit du premier cas d’IA prenant en charge les opérations réelles du réseau », a déclaré OATI. Effectivement, la majorité des gestionnaires de réseau aux États-Unis se servent encore de systèmes très anciens. Un constat notamment partagé par Richard Doying, expert américain interviewé par le MIT Technology Review. Ce dernier a travaillé durant 20 ans au sein du gestionnaire Midcontinent independent system operator, qui couvre une vaste zone du Midwest jusqu’à la Louisiane.

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Le fabricant estonien de petites éoliennes Freen vient de commercialiser en France un modèle de 20 kW, présenté comme adapté aux exploitations agricoles et à l’industrie.

L’éolienne H20 de Freen est une petite turbine de 20 kW à monter sur mât en treillis de 12 à 36 m de haut. Un modèle aux caractéristiques plutôt modestes, conçue pour les consommateurs intermédiaires d’énergie, notamment dans les secteurs agricole, industriel et hybride, selon son fabricant. Destinée à répondre aux besoins des sites ruraux et des industries légères, cette turbine se distinguerait par sa robustesse, sa flexibilité d’installation et son rendement élevé.

Dotée d’un rotor de 15 mètres de diamètre et d’un générateur asynchrone couplé à un réducteur planétaire, la Freen H20 offrirait une production stable même dans des conditions de vent modérées (classe IEC 3). Elle commence d’ailleurs à produire à partir de 3,5 m/s (13 km/h). Son système d’orientation passif, sa compatibilité hybride (notamment avec le solaire), et ses multiples options de mât en font une solution adaptable pour les exploitations agricoles, les coopératives énergétiques ou les campus isolés.

Fabriquée en Estonie et répondant aux normes IEC en vigueur, la Freen H20 est commercialisée via un réseau de distribution actif en France. Elle est proposée en forfaits « clés en main », incluant étude de site et solutions hybrides personnalisées.

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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).

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Les images parlent d’elles-mêmes : une éolienne de 145 mètres de haut, située en Moselle, a vu l’une de ses pales se désagréger suite à un incident de survitesse. Un événement rare, mais très impressionnant. 

Que s’est-il réellement passé, sur le parc éolien de Fresnes-en-Saulnois, en Moselle ? Le 16 juillet dernier, en début d’après-midi, une équipe de techniciens de maintenance intervenait dans le mât d’une éolienne Nordex, quand l’une des pales s’est soudainement disloquée. Le premier adjoint de la ville de Fresnes-en-Saulnois, qui a assisté à la scène avec son fils, raconte qu’il a d’abord vu l’éolienne s’emballer avant qu’une fumée noire ne s’en dégage. Peu de temps après, une des pales a commencé à se désagréger avant de chuter au sol.

Si aucun blessé n’est à déplorer, des débris en fibre de verre jonchent les champs environnants sur plusieurs dizaines de mètres, rendant ainsi le fourrage impropre à la consommation pour les animaux. Les sapeurs-pompiers et les gendarmes sont intervenus sur place afin d’établir un périmètre de sécurité. Cube Green Energy, société chargée de l’exploitation du site, a indiqué que le mât avait légèrement vrillé. Désormais, l’entreprise va avoir du pain sur la planche pour sécuriser la zone, puis remplacer l’éolienne en question.

Des incidents rares, mais toujours spectaculaires

Pour l’heure, aucune piste n’a été avancée sur les causes de l’incident. Si ce phénomène reste très rare, les images qui en résultent sont toujours très impressionnantes. Aux États-Unis, en particulier au Texas, plusieurs turbines ont subi les affres de tornades, pulvérisant les pales en fibre de verre. En Allemagne, en 2023, les effets combinés de fortes rafales et de défaillances techniques avaient conduit à l’effondrement d’une éolienne, donnant lieu à des images très impressionnantes.

Si les conditions climatiques sont souvent un facteur déterminant de ces événements, il arrive que les causes ne soient pas réellement déterminées. C’est le cas d’une éolienne Nordex de 240 mètres de haut, installée dans une forêt allemande, qui s’était effondrée sans raison apparente.

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Elon Musk en avait fait la promesse, il l’a tenue. À Los Angeles, sur Santa Monica Boulevard, Tesla a inauguré son tout premier Tesla Diner, un concept inédit qui marie restauration rétro-futuriste et recharge rapide pour véhicules électriques.

Le restaurant reprend l’esthétique des diners américains des années 1950 : néons, banquettes chromées, jukebox et ambiance musicale vintage. Sur deux niveaux, les clients profitent d’une vue sur un immense écran en plein air diffusant des classiques du cinéma, tandis que leur voiture se recharge. Les clients peuvent se faire servir directement dans leur véhicule ou se restaurer à table dans le bâtiment. Le site accueille pas moins de 80 Tesla Superchargeurs V4, compatibles avec la norme NACS adoptée par de nombreux constructeurs américains.

Avec ce concept, Tesla ne cache pas son ambition : imposer ses infrastructures comme standard national tout en fidélisant les électromobilistes autour de sa marque. Le Tesla Diner illustre parfaitement cette stratégie, transformant la recharge en opportunité de consommation et de détente. Pour l’instant unique en Californie, l’enseigne pourrait se décliner dans d’autres villes américaines, et pourquoi pas, à terme, en Europe. Une nouvelle génération de stations de recharge est en marche… et Tesla entend bien garder une longueur d’avance.

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