Une pile qui produirait de l’électricité pendant des milliers d’années ? Cela pourrait sembler incroyable ! Et pourtant des chercheurs britanniques viennent de dévoiler une telle batterie : en diamant industriel, elle renferme de petites quantités de carbone-14.

Le carbone-14 (radiocarbone) est bien connu pour permettre la datation des artefacts archéologiques. Mais il a une autre propriété très intéressante : sa période radioactive. Celle-ci est en effet très élevée : sa quantité n’est divisée par deux que tous les 5 700 ans environ. Et c’est cette propriété qui va rendre très durable une pile qui utilise ce même carbone-14.

Comment fonctionne une pile au carbone-14 ?

Des chercheurs de l’Université de Bristol et du UKAEA (United kingdom atomic energy authority) ont dernièrement dévoilé la première pile fonctionnelle au radiocarbone. Son principe est simple : lorsqu’il subit sa désintégration radioactive, le carbone-14 se transforme en azote et émet une particule β (« bêta »), qui n’est autre qu’un électron. Cet électron est collecté par une enveloppe constituée de diamant artificiel, laquelle agit comme un semi-conducteur, et génère un courant électrique.

Les chercheurs de l’UKAEA tentent une image : leur pile peut être considérée comme un équivalent de l’énergie photovoltaïque. En effet, dans cette dernière technique, un capteur reçoit la lumière du Soleil et produit de l’électricité ; la pile au carbone-14 capte, elle aussi, un rayonnement (la particule bêta), pour ensuite la transformer en électricité. À noter également que le rayonnement du carbone-14 est très vite arrêté, par exemple, par une simple feuille d’aluminium, de sorte que si la pile reste étanche, elle n’induit pas de risque d’exposition particulier aux radiations.

Une durabilité exceptionnelle

Tant que l’isotope sera radioactif, la pile produira de l’électricité. Et comme la période radioactive du carbone-14 est de plusieurs milliers d’années, la pile pourra produire de l’électricité pendant des milliers d’années. Toutefois, nous ne sommes pas près d’alimenter nos véhicules avec une telle pile inusable. En effet, sa densité de puissance est extrêmement faible : elle ne délivrera une puissance que de quelques microwatts. Les applications visées sont les systèmes médicaux : prothèses oculaires ou auditives, pacemakers, systèmes d’identification à radiofréquence ou encore systèmes spatiaux.

La réglementation est toutefois très sévère en ce qui concerne les déchets radioactifs, de façon à limiter leur dissémination sans contrôle dans l’environnement. On peut supposer que le suivi de tous ces appareils au radiocarbone ne sera pas d’une grande simplicité.

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Les coûts du réseau deviendront l’un des principaux facteurs de hausse des factures d’électricité, prévient le régulateur européen, l’Acer.

De grands défis attendent les transporteurs et distributeur d’électricité. Avec la croissance effrénée des énergies renouvelables, « contenir la hausse [des coûts du réseau] est essentiel pour la compétitivité » de l’électricité, prévient l’Acer. Détail des coûts, planification, innovation, elle détaille ses préconisations.

Des besoins croissants en capacité

D’ici 2030, l’Union européenne devra ajouter 66 gigawatts (GW) de capacité transfrontalière, selon le rapport de l’Acer, pour répondre à l’augmentation prévue de la production éolienne et solaire. Par exemple, la capacité éolienne installée devrait doubler pour atteindre plus de 420 GW d’ici 2030, tandis que la capacité solaire devrait presque tripler, passant de 260 GW à 700 GW. Par ailleurs, l’électrification du chauffage augmentera de 50 % et les véhicules électriques, dont le nombre devrait être multiplié par dix, atteindront 30 millions d’unités en circulation.

D’ici 2040, les besoins en capacité transfrontalière devraient croître de 24 GW supplémentaires, portant le total à 90 GW. Cependant, à ce jour, environ 32 GW nécessaires d’ici 2030 et 37 GW d’ici 2040 ne sont couverts par aucun projet planifié. À l’inverse, 26 GW de projets prévus ne répondent pas à des besoins identifiés, soulignant la nécessité d’une planification plus ciblée.

Des délais et des investissements à optimiser

La durée moyenne de réalisation des projets de transmission électrique est actuellement de 14 ans. Les étapes de planification et d’approbation, qui incluent les études de faisabilité et les consultations publiques, représentent environ 5,6 ans, tandis que le processus de permis s’étend sur 5 années supplémentaires. La construction proprement dite, elle, dure en moyenne 5,7 ans. Aujourd’hui, 60 % des projets européens voient leur calendrier initial décalé, principalement en raison des procédures d’autorisation.

En termes financiers, les investissements dans les infrastructures électriques devront doubler, atteignant entre 75 et 100 milliards d’euros par an jusqu’en 2050. Ces investissements pourraient entraîner une augmentation des coûts des réseaux pour les consommateurs, estimée entre 50 % et 100 % par rapport aux niveaux actuels. D’après les projections, les consommateurs connectés aux réseaux de distribution devraient supporter environ deux tiers de ces coûts à l’horizon 2050.

Des solutions à portée de main

Pour répondre à ces défis, l’ACER propose plusieurs leviers. Une planification intégrée des réseaux électriques, gaziers et hydrogène permettrait de mieux prioriser les projets tout en optimisant les ressources. Par ailleurs, l’adoption de technologies innovantes, comme les technologies d’amélioration des réseaux (GETs), pourrait augmenter la capacité sans nécessiter de nouvelles infrastructures majeures.

L’Union européenne a déjà montré sa capacité à coordonner des efforts d’envergure, notamment via le cadre TEN-E et les projets d’intérêt commun (PIC). Parmi les 105 projets suivis par l’ACER, 39 % ont respecté ou avancé leurs échéances, une dynamique encourageante pour la suite.

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L’intelligence artificielle (IA) n’a peut-être jamais été autant impliquée dans l’industrie de l’énergie renouvelable. Récemment, la technologie a été utilisée pour concevoir une éolienne urbaine spécifiquement adaptée aux conditions d’une ville anglaise. Grâce à l’IA, le design et les caractéristiques du système ont été optimisés afin de maximiser son efficacité dans le périmètre.

Si les panneaux solaires ont le vent en poupe dans les milieux urbains, les éoliennes peinent à y trouver leur place. Diverses raisons freinent leur développement en ville : outre leur nuisance sonore, les appareils peuvent être encombrants. Des entreprises s’efforcent toutefois de proposer des modèles plus adaptés qui pallient ces inconvénients. Une autre problématique persiste pour autant : le faible rendement énergétique des systèmes, causé par les vitesses de vent généralement basses et les turbulences dues aux bâtiments.

Afin de faire face à ces conditions caractéristiques des zones urbaines, une start-up spécialisée dans les solutions d’IA, EvoPhase, a développé une éolienne spécialement conçue pour la ville de Birmingham, en Angleterre. Le système est baptisé « Birmingham Blade », signifiant « pale de Birmingham ». Dans cette zone, la vitesse moyenne du vent est de seulement 3,6 mètres par seconde. Selon l’entreprise, c’est bien en dessous des 10 mètres par seconde souvent requis pour les éoliennes urbaines. Afin de concevoir un appareil correspondant à ces conditions, l’équipe technique s’est principalement appuyée sur l’IA. La technologie aurait permis de créer une éolienne de loin plus efficace par rapport aux plus performants modèles urbains installés dans la ville.

Un processus de conception évolutive et 2000 modèles d’éoliennes testés

Dans ce projet, l’IA est intervenue dans les phases de génération et de tests de conception de l’appareil. Concrètement, elle a été utilisée pour générer de nombreuses variations de design. Chaque conception est ensuite testée via des simulations afin d’identifier les modèles les plus performants compte tenu des paramètres et des spécificités de la ville. Les systèmes les moins performants sont éliminés, tandis que les caractéristiques des plus efficaces sont ensuite utilisées dans la génération suivante de designs. Ce processus se répète plusieurs fois, affinant progressivement le design jusqu’à atteindre une efficacité optimale. Via la technique, EvoPhase affirme avoir testé jusqu’à 2 000 modèles d’éoliennes. Résultat final : une version à axe vertical avec des pales incurvées, légère, adaptée aux installations sur les toits, et surtout, qui serait jusqu’à sept fois plus efficace par rapport aux autres modèles utilisés dans la ville.

Selon l’entreprise, sans l’IA, réaliser des tests sur des milliers de systèmes aurait coûté plusieurs millions de livres sterling et pris plusieurs années. Dans cette réalisation, l’ensemble du processus a seulement duré quelques semaines. Suite à cet exploit, la société a fait appel à l’entreprise KwikFab pour concevoir un prototype en aluminium qui sera installé sur un toit dans la ville pour des tests en conditions réelles.

Si ce premier modèle est spécifique à Birmingham, EvoPhase estime que la même méthode pourrait être appliquée pour concevoir des éoliennes adaptées à d’autres villes. Le prototype du modèle final issu de cette conception évolutive pourrait être expédié sous quelques semaines seulement.

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La demande en charbon atteint un record haut, selon un rapport de l’Agence internationale de l’énergie (AIE). La Chine est la plus grande émettrice de gaz à effet de serre avec sa combustion effrénée pour la production d’électricité. L’UE quant à elle baisse ses émissions.

Malgré les avertissements sur l’urgence climatique, la demande mondiale de charbon continue de croître et atteint un niveau historique en 2024. Dans son rapport publié le 18 décembre, l’Agence internationale de l’énergie (AIE) estime que la consommation de charbon atteindra 8,77 milliards de tonnes cette année, du jamais vu. Cette tendance n’est pas en cohérence avec les objectifs de baisse des émissions de gaz à effet de serre.

Une demande record, mais un ralentissement en vue

Selon le rapport, cette hausse marque une augmentation de 1 % par rapport à 2023, moindre que les années précédentes (7,7 % en 2021, 4,7 % en 2022). L’AIE prévoit toutefois une stabilisation de la demande mondiale jusqu’en 2027, portée par le déploiement rapide des énergies renouvelables. Cette transition énergétique contribue à freiner l’expansion du charbon, malgré une demande énergétique globale en forte croissance. Le commerce mondial de charbon atteint également un sommet jamais vu, avec un volume estimé à 1,55 milliard de tonnes en 2024. Les prix restent quant à eux supérieurs de 50 % à la moyenne entre 2017 et 2019.

L’Asie, principal consommateur de charbon

L’Asie demeure le centre névralgique de la consommation de charbon, avec des pays comme la Chine, l’Inde, l’Indonésie et le Vietnam en tête. La Chine à elle seule représente un tiers de la consommation mondiale. Selon l’AIE, les efforts de déploiement des renouvelables par la Chine devraient contribuer à limiter la croissance de l’utilisation du charbon dans les prochaines années.

Cependant, la forte demande énergétique reste un facteur de pression. La croissance économique et démographique dans les économies émergentes, combinée à des besoins accrus en électricité pour le chauffage, le transport ou les centres de données, alimente cette dynamique.

Une meilleure situation en Europe

En contraste, les pays européens enregistrent une baisse de leur consommation de charbon. Dans l’UE, la demande devrait diminuer de 12 % en 2024, après une chute de 23 % en 2023. L’AIE la relie à des politiques climatiques ambitieuses et à une augmentation des alternatives énergétiques, notamment le gaz naturel…

La hausse continue de la consommation de charbon s’inscrit dans une année marquée par des records climatiques. 2024 est la première année où le réchauffement global dépasse en moyenne 1,5 °C par rapport à l’ère préindustrielle, selon l’observatoire européen Copernicus. Cette réalité souligne l’urgence de réduire les émissions de carbone pour respecter les engagements de l’accord de Paris.

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La géothermie, c’est aussi une histoire de forages dans le sous-sol profond. Un environnement qui met les outils à rude épreuve, ce qui se traduit par des coûts importants. Mais le laboratoire américain Sandia a trouvé comment réduire significativement ces coûts. Un pas de plus vers la maturité de la géothermie profonde ?

La géothermie profonde intéresse les États-Unis depuis les années 1970, et c’est depuis le début des années 2000 que le Department of Energy (DOE) a considérablement accru son financement. À quoi correspond cette source d’énergie ? Elle désigne les techniques qui s’occupent des gisements de chaleur situés à plus de 1 000 m de profondeur, ou plus de 1 500 m, selon les définitions. Elles puisent dans des aquifères profonds, bien plus profonds que les nappes phréatiques ; si profond, l’eau y dépasse les 100 °C.

On pourrait rapprocher cette passion américaine pour la géothermie profonde d’une autre passion américaine : les forages d’hydrocarbures fossiles. Pourquoi pas ? Quoi qu’il en soit, elle repose sur un constat : le gisement d’énergie est énorme. En 2008, une étude du MIT chiffre le gisement situé entre 3 et 10 km de profondeur à 200 ZJ (zéta-joule), et jusqu’à dix fois plus en prenant en compte des améliorations technologiques. 200 ZJ ? C’est une manière scientifique d’écrire 50 millions de TWh, à comparer à la consommation énergétique annuelle des USA, toutes sources d’énergie confondues, qui est de l’ordre de 25 000 TWh. L’étude du MIT indique donc que le gisement accessible sur son territoire représente bien plus de 1 000 ans de consommation d’énergie.

Un obstacle technologique a été levé par Sandia

Les obstacles technologiques à l’expansion de la géothermie profonde sont nombreux, et l’on peut citer les séismes qui se sont produits en Alsace, et qui ont conduit à l’arrêt de l’installation française. Si tant est que ces risques soient définitivement maîtrisés, un autre obstacle est le coût de forage des puits.

En ce début décembre, le laboratoire américain Sandia vient d’annoncer sa découverte par un communiqué de presse : ils savent maintenant comment utiliser de manière efficace, pour la géothermie, des mèches de forage en diamant industriel. En effet, ce type de forage est réalisé dans des roches chaudes et sèches, au sein desquelles les mèches diamant s’usent trop vite. Par ailleurs, les roches des sites géothermiques sont parcourues de fissures contre lesquelles les mèches peuvent rebondir, ce qui peut être à l’origine de dégâts importants pour le matériel.

En utilisant des modélisations informatiques des essais FORGE (Frontier Observatory for Reseach in Geothermal Energy) dans l’Utah, l’équipe de Sandia a pu déterminer les meilleurs paramètres pour minimiser l’usure des outils, les risques d’endommagement, et le temps de forage, et donc, au total, leur coût. De quoi, donc, se rapprocher de la viabilité commerciale pour la géothermie profonde.

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Le tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE), cette taxe appliquée à nos factures pour financer le transport et la distribution d’électricité, va augmenter de 10 %. La hausse interviendra à partir du premier février et, bien que cette augmentation soit significative, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) tient à rassurer : la facture globale d’électricité baissera.

À partir du premier février 2025, le tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE) augmentera de 10 %. Cette décision prise par la Commission de régulation de l’énergie (CRE) est à la fois une anticipation inhabituelle — le TURPE est traditionnellement révisé en août — et une augmentation d’une ampleur sans précédent.

Un décalage pour éviter l’« effet yoyo »

D’ordinaire, le TURPE est ajusté tous les quatre ans en été. Mais pour 2025, la CRE a choisi d’avancer cette hausse de six mois afin de la synchroniser avec la baisse attendue des Tarifs réglementés de vente (TRV) de l’électricité, due à la chute des prix de gros sur les marchés d’environ 20 %. Ce choix vise à éviter des variations contraires sur une courte période, préservant ainsi une baisse nette pour les consommateurs en février.

En pratique, les 20,6 millions de foyers souscrivant aux TRV ou à des offres indexées verront une réduction de leur facture globale d’environ 14 %, malgré l’augmentation du TURPE et le retour à une fiscalité d’avant-crise. Cependant, cette baisse aurait pu atteindre – 20 % sans cette augmentation, nuance la CRE.

Un investissement nécessaire pour l’avenir

Le TURPE, qui finance les gestionnaires de réseaux — Enedis pour la distribution et RTE pour le transport —, représente déjà 20 à 30 % d’une facture d’électricité moyenne. Cette hausse de 10 % porte la contribution des ménages à environ 6,6 centimes d’euro par kilowattheure. Elle répond à des besoins croissants : d’ici 2028, RTE et Enedis devront tripler leurs investissements pour atteindre respectivement 6,4 milliards et 7 milliards d’euros par an. Objectifs : moderniser les infrastructures vieillissantes, intégrer davantage d’énergies renouvelables — notamment l’éolien offshore —, renforcer la résilience du réseau face aux aléas climatiques…

« Ces investissements colossaux sont indispensables pour accompagner la transition énergétique et assurer un réseau fiable, à la hauteur des ambitions climatiques de la France », explique la CRE. Pour les foyers, cette augmentation représentera environ 60 euros supplémentaires par an. S’y ajoutera le retour des taxes pré-crise. Enfin, une éventuelle hausse de la TVA sur les abonnements électriques, encore en discussion, pourrait alourdir davantage les factures.

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Installer des panneaux solaires sur le toit de sa voiture permet-il de rendre sa voiture 100 % autonome ? Spoiler : la réponse est non. Malgré ce constat, de plus en plus d’entreprises proposent d’équiper sa voiture de panneaux solaires pour en augmenter l’autonomie. Si les solutions proposées paraissent encore sous-dimensionnées, elles pourraient ouvrir la voie à des dispositifs nettement plus intéressants dans les années à venir. 

Une société californienne vient de dévoiler une galerie de toit solaire capable, sur le papier, de prolonger l’autonomie des véhicules électriques. L’installation commercialisée par DartSolar se présente sous la forme d’un rack, dont la partie supérieure est un panneau photovoltaïque de 360 Wc. À l’arrêt, deux autres panneaux photovoltaïques peuvent coulisser de part et d’autre du rack, portant la puissance totale à environ 1 000 Wc. Selon le fabricant, l’ensemble peut être déployé en une dizaine de secondes.

Pour cette galerie de toit solaire, DartSolar a misé sur la légèreté en optant pour des panneaux d’une épaisseur de quelques millimètres seulement. Au total, la structure ne pèse que 41 kg, et pourrait reprendre 22 kg de charge pour du transport occasionnel. La production solaire peut ensuite être convertie par une unité d’alimentation, afin d’être transformée en courant alternatif de 120 V (la norme aux États-Unis).

Un concept intéressant, mais difficilement applicable aux voitures

Les panneaux solaires pour voiture électrique connaissent un succès croissant, en témoignent les 3 millions de dollars récoltés par la startup américaine GoSun, qui a présenté un système plus léger, mais aussi plus fastidieux à déplier. Néanmoins, ces installations posent de nombreuses questions. D’abord, la présence d’une galerie sur le toit d’une voiture électrique engendre nécessairement une perte d’autonomie en altérant l’aérodynamisme du véhicule. DartSolar communique sur une perte contenue de 2 %, mais cette valeur doit varier en fonction de nombreux paramètres.

Dart Solar annonce une autonomie supplémentaire d’une trentaine de kilomètres par jour. Cependant, ce chiffre peut varier en fonction de nombreux paramètres comme les conditions météo ou encore le lieu de stationnement du véhicule. Ainsi, si ce type d’équipement peut se montrer intéressant en Californie, où a été conçu le Dart Solar, qu’en est-il en région parisienne, ou dans le nord de la France ? Pour que ces galeries solaires présentent un réel intérêt, il faudrait que leur puissance soit largement augmentée. D’ailleurs, DartSolar a annoncé travailler sur un modèle d’une puissance de 3 000 Wc grâce aux innovations d’entreprises spécialisées dans la photovoltaïque comme Kaneka Corp ou encore Oxford PV.

À l’avenir, ces équipements pourraient se montrer encore plus intéressant pour des utilitaires, qui disposent d’une surface de toit beaucoup plus importantes que les voitures. Ces panneaux solaires pourraient non-seulement contribuer à améliorer l’autonomie des véhicules, mais également permettre l’usage de matériel électro-portatif sur chantier, ou l’alimentation des équipements du fourgon en cas de conversion en véhicule de loisir, ambulance ou autre food truck.

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L’année 2024 a-t-elle tenue s’est promesses ? Il y a tout juste un an, on espérait assister au démarrage de Flamanville, à l’inauguration de plusieurs parcs éoliens offshore, ainsi qu’à une malheureuse hausse des prix. Il faut bien reconnaître que les objectifs ont été (presque) tenus. 

Alors que les fêtes de fin d’année approchent à grands pas, il est temps de jeter un coup d’œil dans le rétroviseur, et de faire le bilan de l’année qui vient de s’écouler. Le moins que l’on puisse dire, c’est qu’elle aura été chargée. On retiendra pêle mêle le retour en grâce du nucléaire un peu partout dans le monde, les records battus par la Chine, ou encore la toute récente élection de Donald Trump. En France, si l’année commençait par une hausse des prix de l’électricité, de nombreuses bonnes nouvelles se sont tout de même enchaînées.

Que s’est-il passé dans l’énergie en France en 2024 ?

➡️ Stabilisation des prix de l’électricité

L’année 2024 semblait débuter sous de mauvais augures avec une énième hausse des tarifs de l’électricité en février. Heureusement, le prix n’a pas changé en août, et devrait même être revu à la baisse en février 2025. Voilà qui permettra à nos portefeuilles de reprendre leur souffle.

➡️ Record d’exportation pour EDF

EDF a signé une année record en matière d’exportation d’électricité, tout juste 2 ans après le bilan désastreux de l’année 2022. D’ici le 31 décembre 2024, EDF pense pouvoir atteindre les 90 TWh exportés, battant ainsi le précédent record de 77 TWh exportés en 2002.

➡️Une année intense pour l’éolien en mer

Si l’année 2023 s’était révélée avare en inaugurations, du côté de l’éolien offshore, 2024 a été marqué par deux mises en services consécutives dans le nord de la France, avec les parcs offshore de Fécamp et Saint-Brieuc. Si aucune date de mise en service n’a été annoncée, le premier parc flottant de France est, lui aussi, dans les starting-blocks. Le projet Provence Grand Large vient, en effet, d’injecter ses premiers électrons sur le réseau, annonçant ainsi la dernière étape avant sa mise en service. Enfin, l’attribution de l’appel d’offre AO5 concernant le parc éolien Bretagne Sud, d’une puissance de 250 MW, devrait participer à structurer la filière de l’éolien flottant sur la façade Atlantique.

➡️ Mise en service de l’EPR de Flamanville

L’année 2024 aura également été riche en actualité du côté du nucléaire. À Flamanville, les bonnes nouvelles se sont enfin enchaînées avec un chargement réussi du combustible, puis la première divergence, dans la nuit du 2 au 3 septembre et, enfin, le raccordement prévu pour le 20 décembre. Dans le même temps, les travaux ont déjà commencé à Penly avec la construction des premières infrastructures de parkings et de voiries.

➡️ Une nouvelle feuille de route énergétique

Pour finir, cette fin d’année a été marquée par la consultation publique liée à la nouvelle feuille de route énergétique et climatique de la France. Celle-ci repose sur deux documents principaux, à savoir la Stratégie nationale bas-carbone (SNBC), et la Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE). On découvre, dans ces propositions de documents, des objectifs d’énergie par filière comme le déploiement de 18 GW d’éolien offshore d’ici 2035 contre 0,6 GW en 2022, ou encore la multiplication par 6 des capacités photovoltaïques de 2022. On regrettera tout de même l’absence de réels objectifs en matière de stockage de l’énergie.

Qu’en est-il pour le reste du monde ?

➡️ La Chine enchaîne les records

À l’échelle internationale, l’année 2024 a été marquée par la folie des grandeurs chinoise. L’Empire du Milieu a, en effet, consolidé son rôle majeur dans le secteur des énergies renouvelables avec l’inauguration de nombreux équipements tous plus impressionnants les uns que les autres. On peut citer l’éolienne la plus puissante du monde, la plus haute STEP du monde, le plus grand site de stockage d’énergie par air comprimé, ou encore la plus grande ferme photovoltaïque du monde, d’une puissance de 3,5 GW. Lors de la récente COP29, la Chine a même capitalisé sur ses avancées pour marquer sa détermination à devenir neutre en carbone d’ici 2060.

➡️ Le nucléaire devient à la mode

Dans le même temps, le nucléaire est revenu sur le devant de la scène, en particulier aux USA. Avec le développement massif de l’intelligence artificielle, et des besoins énergétiques qui y sont associés, on a assisté à de nombreux rapprochements entre des entreprises du secteur de la Tech comme Amazon, Google ou Microsoft, et des entreprises spécialisées dans l’énergie et en particulier dans le nucléaire. Google s’est, par exemple, rapproché de Kairos Power, tandis que Microsoft a trouvé un accord entraînant le redémarrage de la centrale de Three Miles Island.

➡️ Des interrogations politiques

Pour finir, la fin de l’année aura été marquée par l’élection de Donald Trump, qui a jeté le trouble sur l’engagement des USA envers la transition énergétique pour les prochaines années. Ce dernier a notamment menacé de quitter les Accords de Paris. Malgré cela, les énergies décarbonées étant devenues un véritable vecteur de croissance, de nombreux signes laissent penser que la transition énergétique se poursuivra dans le pays de l’Oncle Sam.

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Des éoliennes géantes sont de plus en plus présentes au large des côtes chinoises. Parmi elles, une seule dispose d’une tour en V : c’est l’Ocean X. Développée depuis plusieurs années, cette dernière est enfin entrée en service et fournit maintenant de l’électricité à des dizaines de milliers de foyers.

Conçue par le turbinier chinois Mingyang Smart Energy (MySE), l’éolienne Ocean X a su faire parler d’elle durant cette année 2024. Pour cause : son design révolutionnaire doté d’un double rotor. Cette structure repose sur une base flottante qui serait la plus grande de sa catégorie au monde. L’édifice a été assemblé l’été dernier à Guangzhou (Chine) avant d’être transporté, en août, sur le site de production Qingzhou IV, Yangjang, à Guangdong. Récemment, l’entreprise MySE a fièrement annoncé le succès de la mise en service de son géant à deux têtes. Installée à 70 km des côtes, Ocean X est plus que jamais prête à affronter vents et marées.

L’éolienne double Ocean X déployée en mer / Images : Mingyang Smart Energy.

Des turbines contrarotatives

Avec ses impressionnantes pales de 182 mètres de diamètre, les deux rotors de l’éolienne Ocean X délivrent chacun une puissance de 8,3 mégawatts (MW), atteignant ainsi une puissance totale de 16,6 MW. Ensemble, ces turbines seraient capables de produire près de 54 gigawattheures (GWh) d’électricité par an, soit l’équivalent de la consommation de 30 000 foyers chinois. Cette performance est en partie due à la configuration contrarotative des rotors, un système dans lequel les turbines tournent en sens opposé. Cela aurait permis d’améliorer de 4,29 % l’efficacité de l’ensemble du système par rapport à une éolienne à simple rotor d’une puissance équivalente.

Une technologie anti-typhon

Dans un contexte de dérèglement climatique où les catastrophes naturelles sont de plus en plus extrêmes, MySE parie sur des technologies stables et résistantes. Ocean X utilise un système d’amarrage à point unique qui lui permet de s’adapter automatiquement au sens du vent. Le système résisterait à des vents de 260 km/h, équivalents à la puissance d’un ouragan ou d’un typhon de catégorie 5. Dans le cadre d’un test en conditions réelles réalisé dans la mer Baltique, un prototype à l’échelle 1 : 10 avait même réussi à tenir tête à des vagues d’une trentaine de mètres de hauteur. Pour ce qui est de sa stabilité, l’éolienne compte principalement sur son système à haubans — une grande première dans le monde des éoliennes à grande échelle. Inspirée des techniques de construction des ponts, cette méthode assure une meilleure répartition de la charge gravitationnelle et celle des vents.

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Il n’aura fonctionné que quelques mois. Installé en Chine, le prototype d’éolienne offshore le plus puissant au monde vient de voir deux de ses pales se briser à cause de conditions climatiques jugées anormales par son fabricant, MingYang. Malgré cette déconvenue, l’entreprise semble déterminée à continuer sa course à la puissance, en matière d’éolien offshore. 

C’était, en quelque sorte, l’éolienne de tous les records. Grâce à sa turbine de 20 MW, et son rotor de plus de 280 mètres de diamètre, elle était censée pouvoir produire près de 80 GWh par an. Mais tout ne s’est pas passé comme prévu. Pourtant, dès le mois de septembre, l’éolienne MySE18.X-20 MW avait montré ses capacités en résistant au passage du super typhon Yagi. Celui-ci, d’une puissance hors du commun, avait ravagé le parc éolien voisin de Wenchang.

Finalement, ce sont des « conditions extrêmes et anormales » qui auront eu raison du prototype, en brisant deux de ses trois pales. Les photos et les vidéos de l’incident se sont vite retrouvées sur le réseau social chinois Wechat, même si la plupart du contenu a été supprimé dans les jours qui ont suivi. Selon MingYang Smart Energy, l’incident n’a causé ni victime, ni blessé. L’entreprise a indiqué que cet incident avait fourni de précieuses informations pour affiner le prochain modèle.

Un incident qui ne devrait pas ralentir le géant chinois de l’éolien

Il y a peu de chances pour que cet événement ne vienne porter atteinte à la dynamique actuelle du fabricant chinois. MingYang multiplie les projets d’envergure, en témoigne la turbine récemment dévoilée de 26 MW, qui devrait être associée à un rotor de 310 mètres de long. Pour permettre la fabrication de modèles toujours plus puissants, MingYang étudie également d’autres géométries d’éoliennes comme le prototype à double rotor appelé OceanX.

Si MingYang rappelle que «  dans le processus de recherche et de développement innovants, il est nécessaire de mener ce type de tests et d’expérimentation extrêmes sur des prototypes », espérons que l’entreprise fasse toute la lumière sur les circonstances qui ont conduit à un tel évènement pour que cela ne se reproduise pas. Malgré un déploiement prévu sur des parcs offshore, ce type d’incident pourrait avoir des conséquences graves. Rappelons que ces pales pèsent plus de 60 tonnes, et que leur extrémité peut atteindre des vitesses supérieures à 600 km/h.

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En exploitant les calories contenues dans l’air ambiant pour chauffer l’eau, le ballon d’eau chaude thermodynamique promet d’importantes économies. Mais qu’en est-il réellement ? Nous avons mesuré précisément les consommations d’un modèle récent au cœur de l’automne, durant le mois de novembre. Le résultat est surprenant, malgré des températures particulièrement froides.

Apparu il y a quelques années, le cumulus thermodynamique est un système de production d’eau chaude sanitaire particulièrement sobre en énergie. Son principe de fonctionnement est simple : grâce à une pompe à chaleur, il extrait les calories de l’air ambiant pour chauffer de l’eau, stockée dans un ballon. Une résistance classique placée dans le ballon peut également prendre le relais de façon occasionnelle, en appoint. Il est plébiscité en raison de sa grande sobriété énergétique comparé à tous ses concurrents : le chauffe-eau électrique traditionnel et le chauffe-eau à gaz, principalement.

Bi-bloc ou monobloc : deux types de chauffe-eaux thermodynamiques

Il existe deux types de ballons d’eau chaude thermodynamiques : monobloc ou bi-bloc (aussi appelé « split »). Le monobloc consiste en un appareil tout-en-un intégrant le ballon et la pompe à chaleur. Ce dernier exploite les calories de l’air ambiant d’une pièce intérieure, qui doit donc être non chauffée artificiellement (garage, cave). Le bi-bloc sépare le ballon, placé à l’intérieur, de la pompe à chaleur, qui est placée à l’extérieur. Elle exploite logiquement les calories de l’air extérieur. Le choix du modèle s’effectue en fonction de la configuration de chaque logement (présence ou non d’un local non chauffé, risque de nuisances sonores, facilité d’accès à une gaine d’aération, règlements de copropriété, etc.)

Nous avons profité de la panne d’un chauffe-eau électrique traditionnel de 150 L détruit par le tartre pour le remplacer par un modèle thermodynamique bi-bloc. Une aubaine, d’autant que l’opération n’a pas entraîné de surcoût majeur par rapport à un remplacement à l’identique. Grâce aux subventions locales et nationales ainsi qu’à la prime CEE, le coût pose comprise du ballon d’eau chaude thermodynamique s’est élevé à 1 140 € pour un prix de départ de 3 300 €. Pour information, nous aurions payé autour de 800 € pose comprise en optant pour un cumulus traditionnel.

Notre test du ballon d’eau chaude thermodynamique split

Le ballon d’eau chaude thermodynamique qui nous a été installé est un Thermor Aeromax 3 de 270 L donné pour un coefficient de performance (COP) de 3,37 à une température extérieure de +7 °C. Cela signifie que, pour 1 kWh d’électricité consommée, l’appareil est censé restituer 3,37 kWh d’énergie thermique lorsque l’air ambiant est à +7 °C. Ce COP se dégrade progressivement lorsque la température extérieure baisse et s’améliore lorsqu’elle augmente. La plage de fonctionnement de la pompe à chaleur est indiquée entre -15 et +37 °C. L’appareil dispose d’une puissance totale de 3 250 W, répartis entre la pompe à chaleur (1 450 W) et la résistance d’appoint (1 800 W).

Le ballon (unité intérieure) et l’écran de contrôle du chauffe-eau thermodynamique / Images : Révolution Énergétique – HL.

Par défaut, la résistance n’est utilisée qu’en appoint, lorsque la température extérieure ne permet plus à la pompe à chaleur de fonctionner correctement, ou en cas de besoin urgent d’une grande quantité d’eau chaude. Il est possible de modifier le mode d’utilisation de la résistance via l’écran de contrôle intégré au ballon ou l’application smartphone, entre autres réglages. Nous avons choisi un mode qui empêche tout démarrage de la résistance, une température de consigne de l’eau à 55 °C (ajustable entre 50 et 55 °C), ainsi qu’un cycle mensuel anti-légionelles à 65 °C.

La plage horaire de fonctionnement, également configurable, est placée par nos soins entre 11 et 19 h (une plage minimale de 8 h est imposée), afin de bénéficier d’un air extérieur à bonne température. Pour rappel, il est déconseillé de faire fonctionner un chauffe-eau thermodynamique de nuit, même lorsqu’on dispose d’un contrat heures pleines / heures creuses, car les températures nocturnes plus basses réduisent naturellement le rendement de l’appareil.

Enfin, pour le contexte, l’unité extérieure est placée contre une façade orientée nord dans un logement individuel occupé par 4 personnes, situé dans les Bouches-du-Rhône, à 250 m d’altitude.

L’unité extérieure du chauffe-eau thermodynamique / Image : Révolution Énergétique – HL.

Les consommations réelles du chauffe-eau thermodynamique split

Pour enregistrer les consommations détaillées, nous avons placé deux compteurs sur la ligne dédiée à l’appareil : l’un pour obtenir une courbe de puissance, l’autre pour relever la consommation quotidienne. Au terme des 30 jours d’enregistrement, le résultat est cinglant : le ballon d’eau chaude thermodynamique a consommé 3,2 fois moins d’électricité (59,64 kWh) que le précédent cumulus électrique à résistance (189,6 kWh), à période équivalente. C’est, à peu de chose près, comparable au COP (3,37) promis par la fiche technique, alors que la consommation d’eau mitigée a été supérieure de 700 L.

En comparant la consommation quotidienne à la température moyenne quotidienne, nous observons qu’elle a logiquement tendance à augmenter lorsque le thermomètre baisse. Toutefois, cela n’est pas systématique, car la consommation d’eau chaude affecte très significativement la consommation d’électricité. Ainsi, une journée très froide n’entraînera pas nécessairement une consommation élevée si, la veille, peu d’eau chaude a été délivrée. En moyenne, sur ce mois de novembre, le cumulus thermodynamique aura absorbé 1,99 kWh d’électricité par jour pour alimenter principalement une douche réglée à 38 °C (189 litres d’eau mitigée par jour en moyenne).

Le chauffe-eau thermodynamique a donc tenu ses promesses durant ce mois d’automne, en divisant par plus de 3 la consommation d’électricité pour la production d’eau chaude sanitaire. Sur un mois, nous avons réalisé une économie de 19,95 euros sur la facture électrique, en considérant le passage de l’option heures pleines / heures creuses à l’option base suite à l’installation de l’appareil. Nous relèverons la consommation du chauffe-eau thermodynamique dans quelques mois, au cœur de l’hiver, pour scruter ses performances lors de températures plus glaciales.

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Réaliser la transition énergétique avec, entre autres, des réacteurs nucléaires ? Cela suppose au préalable d’avoir de l’uranium, pour les alimenter en combustible. Et si le parc mondial actuel semble avoir des ressources disponibles pour sa durée de vie, cela coince dès lors que l’on envisage un parc qui se développe fortement dans le monde entier. Mais la Chine a une solution : l’uranium marin. Et elle a obtenu ses premiers résultats concrets.

Il y a dix-huit mois, nous vous avions parlé de cette étrange plate-forme en mer chinoise ; elle était destinée à mener des recherches sur l’extraction de l’uranium marin. Son existence avait été mise en lumière par Cao Shudong, directeur adjoint du spécialiste chinois de l’uranium CNNC, le 17 mai 2023 lors d’une conférence de la Seawater Uranium Extraction Technology Innovation Alliance (en français : Alliance de l’innovation technologique pour l’extraction de l’uranium marin).

La ressource n’a rien d’anecdotique. Jugeons-en : les océans contiennent naturellement de l’uranium à hauteur de 3 microgrammes par litre. Si cela semble peu, il faut le ramener au volume total des océans, qui est énorme, ce qui conduit à estimer à 4 milliards de tonnes l’uranium présent dans l’eau de mer, soit près de mille fois plus que les gisements conventionnels connus.

La Chine obtient des résultats concrets

Reste à parvenir à extraire cet uranium. Pour ce faire, l’équipe du professeur Jiang Biao a conçu des systèmes de filtrage spécialisés. En forme de tube d’un mètre de haut, elle contient une membrane repliée dont la surface totale est équivalente à celle d’un terrain de football. Chaque cylindre est conçu pour absorber environ 600 g d’uranium sur sa durée de vie. Ces absorbants ont été placés sur une plate-forme dans le golfe de Bohai.

Quels seraient les résultats ? Pour le savoir, il faut creuser dans la presse chinoise. Il s’avère que Wang Chun, journaliste au « Science and Technology Daily » (journal officiel du ministère des Sciences et de la Technologie) les a rapportés [article en chinois]. L’équipe aurait déjà réussi à extraire 1 kg d’uranium de l’eau de mer. Mieux, elle a annoncé que le coût d’extraction serait d’environ 150 $ par kilogramme, soit de l’ordre du cours actuel de l’uranium (~ 130 $/kg). L’équipe envisage d’arriver à extraire une tonne d’uranium en 2026. Il s’agit bien sûr pour le moment de résultats à l’échelle expérimentale, et qui demanderaient à être confirmés.

Il faut noter que ces expérimentations s’inscrivent dans un plan bien plus vaste. En effet, dans le cadre de sa stratégie énergétique, la Chine prévoit de produire de manière continue de l’uranium marin à partir de la période 2036 – 2050, et ce, pour un prix aussi bas que 100 $/kg. L’uranium de la prochaine décennie sera-t-il chinois ?

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À la hâte, juste avant sa démission, Michel Barnier et son gouvernement ont déposé des textes parus au Journal Officiel. Focus sur les sauvetages de dernière minute ou les textes coulés en attendant un prochain budget et gouvernement.

Alors que les enjeux n’ont jamais été aussi grands, plusieurs textes législatifs liés à l’énergie se retrouvent en suspens ou publiés au dernier moment. Entre reports dus à la censure et décisions prises à la hâte, l’incertitude menace l’efficacité des mesures nécessaires pour répondre aux défis énergétiques actuels.

• MaPrimeRénov’ : une simplification bien accueillie malgré les turbulences

Parmi les mesures sauvées in extremis, MaPrimeRénov’ figure en bonne place. Le décret et l’arrêté prolongeant la simplification du dispositif en 2025 ont été publiés le 5 décembre. Un décret réduit dès le 1ᵉʳ janvier de 30 % les aides pour les équipements au bois et les rénovations globales des ménages aisés. Un autre prolonge jusqu’au 31 décembre 2025 l’accès aux aides pour travaux monogestes (et non pour un bouquet de travaux), comme l’isolation des combles, sans obligation de diagnostic énergétique avant cette date.

• Hydrogène et renouvelables : des soutiens gelés par la censure

Le secteur de l’hydrogène, crucial pour la transition énergétique, subit les contrecoups de la censure. Avec 692 millions d’euros de soutien figés dans le cadre du projet de loi de finances pour 2025, plusieurs initiatives comme les électrolyseurs restent en attente. Philippe Boucly, président de France Hydrogène, alerte sur le retard grandissant face à l’Allemagne et aux Pays-Bas​​.

Les énergies renouvelables, elles aussi, voient leur avenir incertain. L’absence de cadre programmatique post-censure inquiète les investisseurs, la programmation pluriannuelle de l’énergie a seulement été soumise à consultation. Jules Nyssen, président du Syndicat des énergies renouvelables, souligne auprès du Figaro que cette situation pourrait freiner les initiatives, alors que la France peine déjà à atteindre ses objectifs climatiques​.

• Fiscalité de l’énergie : retour à l’ancien régime de taxe

En attendant la présentation d’une « loi spéciale » sur la fiscalité énergétique, les mécanismes temporaires adoptés durant la crise énergétique ont pris fin. Le retour à la fiscalité d’avant-crise, notamment pour les industries électro-intensives, suscite des critiques. Avec une accise sur l’électricité remontant à 33,78 €/MWh au 1ᵉʳ février 2025, les industriels craignent des répercussions sur leur compétitivité (elle devait rester à 0,5 €/MWh).

• L’ARENH : l’éléphant dans la pièce
  

Le débat sur le futur du marché post-ARENH (Accès régulé à l’électricité nucléaire historique) continue de diviser. Alors que ce dispositif prend fin en 2025, aucune solution n’a été actée, laissant EDF et ses concurrents dans l’expectative.

• Le fond vert amputé

La censure a également scellé des coupes dans les fonds dédiés à la transition écologique. Le Fonds vert, initialement doté de 1,5 milliard d’euros, a vu sa dotation réduite de 400 millions. Le gouvernement Barnier entendait amputer d’un milliard et demi supplémentaire dans son budget 2025.

• Le chèque énergie

Avant sa censure le 4 décembre, le gouvernement a déposé un amendement au PLF visant à automatiser partiellement l’attribution du chèque énergie via un croisement de données fiscales et énergétiques. Il supprime aussi l’usage du chèque travaux pour la rénovation énergétique des logements.

En suspendant plusieurs textes et mesures clés, la censure a ralenti les efforts de transition énergétique. Si certains textes, comme ceux liés à MaPrimeRénov’, ont franchi l’obstacle in extremis, l’incertitude domine sur des sujets aussi variés que la fiscalité, le soutien à l’hydrogène ou la refonte du marché de l’électricité. Ce climat instable freine les investissements nécessaires à l’atteinte des objectifs climatiques.

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À quelques kilomètres de Narbonne, le port de Port-la-Nouvelle fait régulièrement l’actualité en étant au cœur de la construction des parcs éoliens flottants pilotes EOLMED et EFGL. Depuis 2019, le site est en pleine transformation pour devenir l’un des piliers de la transition énergétique grâce à des investissements s’élevant à près de 800 millions d’euros.

Voilà maintenant 5 ans que Port-la-Nouvelle prépare sa métamorphose pour devenir un port incontournable de la transition écologique. Plus grand projet portuaire français depuis « Port 2000 », au Havre, en 2006, la transformation de Port-la-Nouvelle devrait faire passer sa surface totale de 60 hectares à 210 hectares.

Ces travaux ont débuté par la création d’une digue nord de 2,5 km de long, et l’extension de la digue sud sur plus de 600 mètres. En parallèle, un quai de colis lourd de 250 mètres a été inauguré en 2021, et permet aujourd’hui le stockage et l’assemblage des parcs éoliens flottants pilotes EFGL et Eolmed. Ces travaux ont également nécessité d’importantes opérations de dragage pour augmenter le tirant d’eau et permettre l’assemblage des éoliennes flottantes à quai.

Ce quai devrait rapidement être complété par un second quai de 300 m de long, non loin du premier. Celui-ci devrait permettre la construction industrielle en série des éoliennes flottantes, et pourrait être inauguré avec la construction des deux parcs de 250 MW résultant de l’appel d’offres AO6. Au total, ce sont près de 44 hectares de terre-plein qui devraient être dédiés aux EMR.

Avec l’objectif de créer une plateforme intermodale performante et respectueuse de l’environnement, Port-la-Nouvelle devrait également créer une plateforme logistique de 70 hectares disposant d’une connexion ferroviaire.

Des éoliennes flottantes et de l’hydrogène

Outre les éoliennes offshore, Port-la-Nouvelle compte peser dans le développement de l’hydrogène dans les années à venir. Cette volonté se traduit d’ores et déjà par l’actuelle construction du projet Hyd’Occ, une usine de production d’hydrogène dotée d’un électrolyseur de 20 MW. Celle-ci devrait produire, dès 2025, près de 3 000 tonnes d’hydrogène vert par an. Cet hydrogène sera stocké sous forme gazeuse dans des containers, pour alimenter des clients industriels dans un rayon de 200 km autour de l’usine. À terme, l’usine devrait atteindre une puissance de 50 MW, et produire 6 000 tonnes d’hydrogène par an.

En parallèle, Port-la-Nouvelle a également signé un protocole d’accord avec le groupe norvégien Höegh Evi pour la réalisation d’un terminal hydrogène flottant. L’objectif de cet accord est de permettre l’importation de 210 000 tonnes d’hydrogène par an en provenance du Moyen-Orient, d’Afrique du Nord et même du continent américain.

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Alors qu’elle est installée à plusieurs kilomètres des côtes, cette plateforme solaire flottante ne craint ni la profondeur ni la météo. Son concepteur affirme qu’il s’agirait du premier système de son genre à être capable de tenir face aux vagues.

À l’instar des éoliennes, les panneaux photovoltaïques finiraient-ils aussi par trôner au milieu des océans ? Une entreprise envisage actuellement cette possibilité. Le groupe chinois Huaneng a récemment acheminé une plateforme photovoltaïque flottante au cœur de la mer Jaune, au large de Qingdao, province de Shandong, en Chine. Dans le cadre d’un programme de recherche, le système est installé sur un parc éolien exploité par l’entreprise, à 30 km des côtes, et à 30 mètres de profondeur.

La plateforme, baptisée « Yellow Sea Nº1 », adopte une forme hexagonale d’une surface de 1 624 mètres carrés. Elle est équipée de 434 panneaux photovoltaïques soutenus par une structure métallique en treillis, et flotte grâce à un « anneau de flotteurs ». Pesant plus de 360 ​​tonnes, le système est ancré au fond marin à l’aide de chaînes.

Le Yellow Sea restera sur site pour une durée d’un an pour subir des tests en conditions réelles. À l’issue de l’essai, l’équipe devrait être en mesure de déterminer le type de module solaire le plus adapté à ce genre d’application. En effet, la plateforme a été équipée de trois différentes technologies photovoltaïques. Leurs performances ainsi que leur capacité d’adaptation à l’environnement seront, entre autres, évaluées.

Compléter les centrales éoliennes ?

Pour les éoliennes, le choix pour un site offshore est un moyen d’optimiser la production d’électricité en raison des vents plus forts au large. Les panneaux solaires, en revanche, ne tirent pas forcément parti (techniquement parlant) de cet environnement. Au contraire, les modules sont davantage exposés à des risques. Un membre de l’équipe de Huaneng reconnaît même le contact avec l’eau de mer pourrait corroder certains composants électriques et que les dépôts de cristaux de sel pourraient altérer l’efficacité de la conversion de l’énergie.

Alors, à quoi servirait cette plateforme installée au beau milieu de la mer ? Selon l’entreprise, Yellow Sea peut principalement être utilisé pour compléter les installations éoliennes offshore en vue de stabiliser leur production. Pour faire face aux conditions environnementales parfois difficiles, le système a été façonné de manière que les modules soient à huit mètres de la surface de l’eau. Grâce à cette configuration, la plateforme flottante résisterait aux vagues de plusieurs mètres de hauteur. Espérons ainsi que le système ne cède pas facilement aux déchaînements de la nature, contrairement à ce qui est arrivé à d’autres centrales flottantes.

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Le transporteur RTE (réseau de transport d’électricité) et le distributeur Enedis investissent tous deux pour développer et sécuriser le réseau, en lien, notamment, avec la croissance de l’éolien et du solaire. Les montants sont considérables.

Deux acteurs clés du réseau électrique français, RTE (Réseau de Transport d’Électricité) et Enedis, multiplient les investissements pour répondre aux enjeux de la transition écologique et renforcer l’infrastructure électrique du pays. RTE et Enedis envisagent respectivement 96 et 100 milliards d’euros d’investissement entre 2022 et 2040.

La montée en puissance est concrète. En témoigne les 3,6 milliards d’euros qui devraient être dépensés cette année par Enedis contre une moyenne annuelle de 850 millions jusqu’en 2020. Chez RTE c’est le même son de cloche : le transporteur table sur 2,4 milliards cette année puis passer à 6 milliards par an à partir de 2030.

Une sous-station en mer géante pour RTE

RTE a récemment signé un contrat majeur avec les Chantiers de l’Atlantique pour la conception, la construction et l’installation de la plateforme électrique du parc éolien offshore de Dunkerque. Ce projet, d’un montant de 320 millions d’euros, s’inscrit dans une série d’initiatives visant à connecter les parcs éoliens en mer au réseau électrique terrestre.

La plateforme permettra de transformer l’électricité produite par les 46 éoliennes du parc, d’une capacité totale de 600 MW, avant son transport vers la terre ferme. Tous les composants essentiels seront fabriqués en France, à Saint-Nazaire pour l’assemblage du topside (partie supérieure de la sous-station), à Fos-sur-Mer pour les fondations et les transformateurs chez GE Vernova à Aix-les-Bains. Le chantier est prévu jusqu’à 2028 et mobilisera de nombreux fournisseurs français pour la fabrication des câbles souterrains et sous-marins nécessaires à ce raccordement​​.

21 000 transformateurs pour Enedis

De son côté, Enedis a annoncé un programme d’investissement massif de 96 milliards d’euros d’ici 2040, dont 53 milliards spécifiquement dédiés à la transition écologique. Parmi ces initiatives, le gestionnaire de distribution électrique a contractualisé pour 3,6 milliards d’euros de matériel. Ces commandes concernent principalement des transformateurs moyenne/basse tension (21 000 unités par an dès 2025) et des postes de distribution publics. L’objectif est de doubler la capacité installée en quelques années, avec 15 000 km de câbles basse tension souterrains posés annuellement dès 2025​.

Enedis met également l’accent sur la réindustrialisation, en privilégiant des fournisseurs locaux. Sur les 12 sites de production prévus en France, environ 200 emplois seront créés pour soutenir ces projets. Le développement des énergies renouvelables impose des investissements en raison de l’augmentation du nombre de sites de production à connecter et l’électrification des usages.

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Ce lundi 18 novembre 2024 avait lieu l’inauguration d’un panneau solaire amovible et repliable à Aulnay-sous-Bois. La startup SOYPV l’érige en démonstrateur de l’efficacité de la technologie CIGS et de leur brevet d’assemblage amovible.

Le 18 novembre 2024, la start-up Soleil-sur-Yvette Photovoltaïque (SOYPV) a inauguré son voilage photovoltaïque démontable et pliable. Ils ont présenté leur innovation en matière de panneau photovoltaïque en présence du Vice-Président de la Métropole du Grand Paris et des représentants de la municipalité. Conception

Un panneau repliable et léger

Installé en façade de la crèche municipale d’Aulnay-sous-Bois (Seine-Saint-Denis), ce système unique, déployé sur une surface de plus de 10 m², affiche une puissance de 1,25 kilowatt-crête (kWc). L’installation témoigne de l’intérêt croissant pour les panneaux photovoltaïques souples, légers et performants dans les environnements urbains. Reposant sur la technologie CIGS (alliage cuivre, indium, gallium, sélénium), ces panneaux présentent des avantages particuliers : flexibilité, légèreté (moins d’un kilogramme par mètre carré) et modularité.

Cette inauguration s’inscrit dans le cadre des Quartiers Métropolitains d’Innovation, un programme visant à promouvoir des solutions durables et adaptées aux défis des villes modernes. Après une première expérimentation sur le campus d’Orsay, l’objectif de SOYPV était de valider la technologie du panneau repliable. « Le plus difficile, c’est le repliement et la levée. Il se repliait n’importe comment, car les éléments sont souples et légers. Comme une feuille de papier qu’on essaie de replier. Mais nous avons résolu cet aspect, avec un moteur en bas du filet », explique le cofondateur de la startup, Jean-Michel Lourtioz.

Jean-Michel Lourtioz et Daniel Lincot présentant le module souple (à gauche). La première installation sur la façade de la crèche d’Aulnay-sous-Bois (à droite) / Images : SOYPV.

Une flexibilité qui révolutionne le photovoltaïque

Le système développé par SOYPV se distingue par sa mobilité et sa simplicité d’utilisation. Dépliable et repliable à volonté, il peut être déplacé d’un bâtiment à un autre et offre une grande souplesse d’usage. « Les panneaux amovibles sont pratiques, car ils peuvent être repliés en cas d’intempérie par exemple. Ce système relié à la météo reste encore à programmer, sinon le repliement sur ordre humain fonctionne déjà. Deuxième avantage : il peut fournir temporairement de l’électricité à un endroit donné comme sur un chantier, un concert… Troisième avantage : d’un point de vue juridique, l’installation est plus facile, car on peut passer outre certaines conditions bâtimentaires du fait de l’amovibilité. »

Des perspectives prometteuses

Les applications de cette technologie sont vastes : façades de bâtiments, toitures légères, espaces publics ou même sur des chantiers ou des concerts en extérieur. Avec des rendements pouvant atteindre 15 % aujourd’hui, et potentiellement 30 % grâce à l’intégration de cellules tandem (CIGS-perovskite), SOYPV se positionne sur la conception et l’assemblage.

Détails de la centrale solaire / Images : SOYPV.

Le directeur de recherche du CNRS et cofondateur de SOYPV, Daniel Lincot, regrette n’avoir pu utiliser les modules fabriqués par son entreprise à Aulnay. « On aurait aimé voir nos cellules en façade, mais nous ne sommes pas allés assez vite. Nous avons réalisé l’assemblage et c’est bien le système que nous avons breveté. » D’où l’enjeu de maîtriser la connexion électrique entre les cellules souples du fabricant Miasolé. « Chaque module est séparé du suivant par une séparation d’air avec le filet et une connexion électrique se fait par l’intermédiaire d’une connexion souple. Cette connexion balaie le panneau de haut en bas. »

En choisissant Aulnay-sous-Bois pour cette installation, SOYPV met en lumière le potentiel des solutions énergétiques locales et adaptables, contribuant à la décarbonation des territoires et à une électricité moins chère. C’est souvent le prisme et l’intérêt des mairies qui escomptent des économies sur leurs factures d’énergie. La récente hausse des prix du gaz et de l’électricité les poussent à se tourner vers des solutions plus économes.

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On pourrait y insérer cinq fois la ville de Paris. La nouvelle zone de production d’électricité renouvelable combinant éolien et solaire, en construction dans le nord-ouest de l’Inde, sera, une fois achevée en 2030, la plus puissante du monde. À terme, elle atteindra 30 gigawatts (GW), et surpassera largement les gigantesques centrales presque devenues emblématiques de la Chine.

L’Inde, qui dépend encore du charbon pour plus de 60 % de son mix électrique, s’est fixé comme objectif de parvenir à la neutralité carbone dans les 45 ans à venir. Le pays mise largement sur les renouvelables, et à court terme, compte doubler la puissance renouvelable actuelle en atteignant les 500 GW installés. Un pari énorme qui explique les investissements massifs actuels dans les énergies vertes. Rien que pour cette centrale de Khavda, située dans le désert de Gujarat, près de la frontière indo-pakistanaise, la somme investie s’élève à près de 18 milliards de dollars. Ce qui sera le plus grand parc énergétique du monde est un projet mené par le groupe indien Adani, avec la collaboration du Français TotalEnergies (détenant une part de 20 %). Il comprendra des installations solaires et éoliennes, et devrait alimenter l’équivalent de près de 16 millions de foyers indiens.

Des millions de panneaux solaires et des centaines d’éoliennes

S’étendant sur plus de 530 km², le site est déjà transformé en un véritable océan de panneaux solaires avec, par endroits, des éoliennes qui se dressent. Les chiffres donnent le tournis. En effet, la centrale sera constituée de 60 millions de modules solaires bifaciaux, ainsi que de 770 éoliennes de 200 mètres de hauteur. Le tout devrait fournir 30 GW d’ici cinq ans, mais en attendant, une partie de la centrale (1,7 GW) est déjà entrée en service.

Pour optimiser le rendement du parc, les panneaux sont montés sur des suiveurs solaires. Au total, le système devrait inclure 578 000 de ces traqueurs. De plus, le site bénéficie du deuxième meilleur taux d’ensoleillement du pays. Concernant la vitesse du vent pour alimenter les éoliennes, celle-ci atteindrait les 8 mètres par seconde. Lorsqu’elle sera pleinement opérationnelle, la centrale devrait, selon un représentant du groupe Adani, éviter l’émission de « plusieurs millions » de tonnes de CO2, l’Inde étant le troisième plus gros émetteur de gaz à effet de serre au niveau mondial.

Rappelons que l’actuelle centrale électrique la plus puissante au monde est celle des Trois-Gorges. C’est une centrale hydroélectrique de plus de 22 GW, et elle est située à Sandouping, dans la province de l’Hubei en Chine.

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Aviez-vous entendu parler des batteries lithium-soufre ? Cette technologie encore peu connue est pourtant appelée à entrer massivement dans le marché. Et cela notamment grâce aux gigantesques investissements de la start-up californienne Lyten.

Lyten poursuit à plein régime son aventure industrielle. Fondée en 2021, la start-up vient d’annoncer la construction d’une gigafactory près de Reno, dans le Nevada. Il s’agit d’un investissement de plus d’un milliard d’euros, qui créera plus d’un millier d’emplois. La capacité de production sera à terme de 10 GWh/an, et la première tranche de l’usine est prévue pour démarrer en 2027.

Le lithium-soufre ? On peut s’en douter : c’est une autre variante du lithium-ion. Un accumulateur lithium soufre contient une anode composée de lithium, et une cathode constituée d’un composite contenant du soufre, en l’occurrence, pour Lyten, il s’agit de graphite nanostructuré. Comme pour toutes les autres batteries lithium-ion, le principe de fonctionnement repose sur l’échange d’ion lithium (Li⁺) entre la cathode et l’électrode. Lors de la décharge, les ions lithium viennent s’accumuler dans l’électrode contenant le soufre ; inversement, lors de la charge, les ions lithium se séparent du soufre et viennent retrouver l’électrode constituée de lithium.

Une technologie performante et permettant un approvisionnement plus local

La technologie lithium-soufre permet une importante densité d’énergie ; en effet ses composants, lithium, carbone et soufre, sont tous des éléments très légers. Lyten avance ainsi une masse 92 kg pour une batterie de 100 kWh, ce qui conduirait, toujours d’après le constructeur, à des batteries 75 % plus légères que les batteries LFP et 60 % plus légères que les autres types batteries lithium-ion.

La technologie permet également d’utiliser une plus grande part de matériaux abondants localement, à la différence des technologies utilisant par exemple du nickel, du cobalt ou du manganèse. Ce facteur, additionné à la stratégie industrielle de la start-up, permet à Lyten de s’affirmer comme étant le leader mondial de l’approvisionnement local. En outre, le soufre étant peu coûteux, les batteries pourraient être vendues à un prix plus faible que les technologies concurrentes. À noter toutefois que Lyten n’affiche pas beaucoup d’informations sur la durée de vie de ses batteries, laquelle est un probable point faible de cette technologie.

Le marché du lithium-soufre est en pleine expansion

Lyten fabrique déjà des composants dans son installation de San Jose en Californie, depuis mai 2023. Ses batteries lithium-soufre ont trouvé des applications dans les marchés de la micromobilité, de l’espace, des drones et de la défense, pour la période 2024-2025. La construction de la gigafactory va permettre d’accompagner la croissance de la demande.

Chrysler envisage d’utiliser les batteries de l’entreprise dans sa réédition de son modèle Halcyon ; cette solution leur permettrait de réduire de 60 % l’empreinte carbone de son concept. Rappelons en outre que Stellantis a également investi dans Lyten, au moment de sa levée de fonds de 425 millions de dollars en 2015.

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Des composants hors norme ont été vus sur les routes du Danemark. Siemens Gamesa semble se préparer à tester celle qui pourrait devenir la plus puissante éolienne du monde. Un engin de 21 mégawatts (MW), qui surpasse de très peu la tenante du titre actuellement testée en Chine.

Depuis le début de cette année 2024, la rumeur enflait. Des informations fuitaient. Notamment par le biais de documentations publiées par la Commission européenne concernant des fonds d’innovation de 30 millions d’euros attribués à un projet baptisé Highly Innovative Prototype of the most Powerful Offshore Wind turbine generator (HIPPOW). Par le biais de discussions informelles également. Mais Siemens Gamesa n’avait toujours pas confirmé son ambition de développer une nouvelle éolienne hors norme. Un engin appelé à devenir l’éolienne la plus puissante du monde, un petit mégawatt au-dessus de l’actuelle.

Une nouvelle éolienne hors norme

Et le 6 décembre, la société germano-espagnole est finalement sortie du bois de façon assez spectaculaire. En lançant des pièces de son prototype sur les routes. Un convoi de plusieurs camions transportant la nacelle, le moyeu et le générateur à entraînement direct de celle qui pourrait être baptisée SG21-276 DD a été vu quittant le centre de R&D de Siemens Gamesa à Brande (Danemark) direction le port. Les pièces ont alors été chargées sur une barge qui les a emportées au plus près du centre d’essais d’Østerild (Danemark). Puis, elles ont fini le trajet par la route. Un découpage imposé par leurs dimensions colossales. La nacelle pourrait faire 10 mètres de haut. C’est l’équivalent d’un immeuble de trois étages !

La tour de l’éolienne semble déjà avoir été installée sur le centre d’essais d’Østerild. Depuis plusieurs mois, peut-être. La presse danoise rapporte qu’elle mesure entre 160 et 170 mètres. Pour le reste, Siemens Gamesa n’ayant toujours pas divulgué d’informations officielles au sujet du prototype que les ingénieurs s’apprêtent visiblement à tester, il n’est pas possible de proposer plus que des détails quant à ses spécifications techniques.

Le convoi transportant les pièces du prototype vers le centre d’essais d’Østerild / Images : Windletter.

Quelles spécifications pour l’éolienne la plus puissante du monde ?

Côté puissance, l’éolienne devrait pouvoir varier entre 21 et 23 mégawatts (MW) grâce à la fonction Power Boost développée par Siemens pour ses éoliennes offshore. C’est plus de 50 % de plus que ce dont est capable aujourd’hui la plus puissante éolienne de la société germano-espagnole. Pour une production annuelle qui augmenterait de 30 à 35 %.

Les pales de la nouvelle éolienne Siemens Gamesa seraient longues de 135 mètres et le rotor aurait un diamètre de 276 mètres. Et pour la première fois, une éolienne pourrait utiliser un niveau de tension typique des sous-stations et des lignes de transmission à haute tension avec 132 kilovolts (kV) entrevus du côté haute tension des transformateurs situés dans la nacelle. Affaire à suivre avec de premiers essais qui ne sont tout de même pas attendus avant plusieurs semaines.

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