Si vous les utilisez trop longtemps, ces haltères risquent de vous faire briller, mais pas dans le sens auquel vous pensez ! L’enseigne de hard-discount Action a commercialisé pendant quelques semaines des kettlebells contenant une matière légèrement radioactive. Si l’objet est rappelé, quels-sont les risques à l’avoir utilisé ?

Si vous avez acheté des kettlebell cet été chez Action, on a une mauvaise nouvelle à vous annoncer : elles sont radioactives, et ce n’est pas une blague. Si leur niveau de radiation resterait relativement faible, il serait bien supérieur à la radioactivité naturelle au niveau du sol. « Cela ne représente pas de danger immédiat, mais une utilisation régulière et prolongée peut présenter un risque pour la santé » explique Action. Le fabricant, Via Chassé, a ainsi organisé leur rappel, en France comme dans plusieurs pays d’Europe. En cause : le sable présent à l’intérieur des kettlebells, qui émet un rayonnement ionisant dont l’intensité serait très variable d’un produit à l’autre.

L’agence de sûreté nucléaire néerlandaise ANVS se veut toutefois rassurante : « La radiation émise reste très faible, même dans le cas du kettlebell qui contient la plus grande quantité mesurée de substances radioactives. Si vous gardez un tel kettlebell sur vos genoux pendant une heure, la dose de radiation reçue est comparable à celle d’un vol entre Amsterdam-Schiphol et Bruxelles. Il s’agit d’une quantité inoffensive » a-t-elle expliqué au média belge 7sur7.

Des produits radioactifs autrefois librement commercialisés

Ce n’est pas la première fois qu’un produit radioactif est commercialisé. D’ailleurs, il y a plusieurs dizaines d’années, leur radioactivité était même un argument commercial. Durant la première moitié du XXe siècle, plusieurs marques de cosmétiques, dont la marque française Tho-Radia, commercialisaient des produits contenant du radium et du thorium. Outre les produits de beauté, on en trouvait dans d’autres objets et en particulier des jeux pour enfant ! En 1950, le fabricant A.C. Gilbert Company avait même lancé un kit éducatif contenant de véritables échantillons d’uranium ! Appelé Gilbert U-238 Atomic Energy Lab, le kit incluait une chambre à nuage pour observer les particules alpha.

Si ce type de produit n’est, évidemment, plus vendu, les incidents de ce genre arrivent encore. Aux États-Unis, en 2025, un événement similaire s’est produit avec la mise en vente de crevettes panées importées d’Indonésie, qui comportaient des traces de césium 137. Les crevettes ont bien évidemment été retirées de la vente.

La radioactivité, présente partout dans la nature

Si elle est surprenante, la présence de sable radioactif dans les kettlebell pourrait s’expliquer par le fait que la radioactivité reste largement présente dans la nature, bien qu’à des doses souvent très faibles. Cette radioactivité est, par exemple, relativement importante en Bretagne. En effet, le massif armoricain est composé de roches granitiques riches en uranium. De ce fait, de nombreuses communes sont classées en zone à « potentiel radon élevé ».

Dans le monde, la plage d’Ariea Preta, au Brésil, est réputée pour être la plus radioactive du monde. Elle contient des taux importants de thorium avec une dose annuelle estimée à 43 milisieverts par an (mSv/an), contre une moyenne mondiale de 0,07 mSv/an.

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Les éoliennes du parc Provence Grand Large vont se sentir moins seules, en Méditerranée. Le parc du Golfe du Lion est enfin au complet, au large de Port-la-Nouvelle. Si tout se passe comme prévu, les premiers essais devraient avoir lieu d’ici la fin de l’année.

Au total, il aura fallu un mois pour que les trois éoliennes flottantes du Golfe du Lion (EFGL) rejoignent leur emplacement définitif, après plusieurs années de construction des flotteurs, puis d’assemblage à quai. La première éolienne avait été mise en place le 5 août dernier, tandis que la dernière a été remorquée le 2 septembre. En plus de plusieurs remorqueurs d’assistance, plusieurs navires de la coopérative « Pêcheurs Méditerranée Services » ont escorté le convoi. Les trois éoliennes sont désormais solidement ancrées à 16 km des côtes, entre Leucate (Aude) et Le Barcarès (Pyrénées-Orientales).

À présent, il s’agit de les raccorder entre elles, puis au câble d’export. Ce n’est qu’après cette opération, que des tests pourront être effectués. Si tout va bien, les trois turbines Vestas V164 de 10 MW chacune pourront commencer à injecter de l’électricité sur le réseau national d’ici la fin d’année ou le début d’année prochaine. À partir de l’année prochaine, elles devraient produire l’équivalent de la consommation de 50 000 foyers annuellement, soit une ville comme Narbonne.

Les éoliennes du parc EOLMED suivent de près

Non loin, un autre parc éolien offshore avance également dans son développement : Eolmed. Aussi lancé dans le cadre de l’appel à projet EolFlo, mis en place par l’ADEME en 2016, il avait vu sa construction démarrer en 2022. Si les éoliennes sont encore loin de tourner, le premier des trois flotteurs de technologie Damping Pool, comme Floatgen, vient d’être mis à l’eau. Pour cela, il aura fallu une vaste barge semi-submersible. Les dimensions du flotteur sont, en effet, colossales, puisqu’il mesure 44 mètres de côté pour 17 mètres de haut et 3 000 tonnes. Les deux autres flotteurs devraient suivre dans les prochaines semaines. Tout comme le parc EFGL, les flotteurs devraient accueillir des turbines de 10 MW, et être installées un peu plus au nord, à 18 km au large de Gruissan.

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Basée en France, DualSun lance une pompe à chaleur couplée à des panneaux solaires hybrides. L’ensemble permettrait de couvrir jusqu’à 80 % des besoins énergétiques annuels d’une maison, en produisant simultanément de l’eau chaude, du chauffage et de l’électricité.

L’entreprise marseillaise spécialisée dans les panneaux solaires hybrides DualSun va commercialiser une pompe à chaleur solarothermique, un type d’appareil très peu répandu mais aux multiples avantages. Baptisée DualSun Max, la solution est plébiscitée par son dirigeant, Jérôme Mouterde, qui la présente sur le réseau social Linkedin.

Le concept est relativement simple sur le papier : des panneaux solaires hybrides posés en toiture produisent simultanément de l’électricité et de la chaleur. Alors que l’électricité est injectée sur le réseau domestique, la chaleur est transportée par un fluide circulant dans une canalisation jusqu’à une pompe à chaleur eau/eau. Cette dernière produit ensuite de l’eau chaude sanitaire et de l’eau chaude destinée aux radiateurs à partir de la chaleur captée par les panneaux. Par ailleurs, l’électricité nécessaire au fonctionnement de la pompe à chaleur provient tout ou partie de la production des panneaux. Le système pourrait « couvrir jusqu’à 80 % des besoins énergétiques de nos maisons : chauffage, eau chaude, électricité » promet Jérôme Mouterde.

Une pompe à chaleur rare, fabriquée en France

La pompe à chaleur est fabriquée en France par Arkteos, sur son site de Guérande (Loire-Atlantique). Il s’agit du modèle Invelia, qui a été spécialement adapté pour DualSun. Outre sa capacité à produire de la chaleur jusqu’à -15 °C extérieurs selon l’entreprise, elle présente l’avantage d’être dépourvue d’unité extérieure. Un argument face aux pompes à chaleur air/air et air/eau, qui puisent leur énergie exclusivement dans l’air ambiant et doivent impérativement disposer d’un groupe extérieur. Il n’y a donc, à priori, aucun risque de givrage, de nuisance sonore ni de rejet d’air froid vers le voisinage.

La DualSun Max se prépare à vivre son premier hiver. Un baptême du feu, la solution ayant été conçue pour fonctionner toute l’année à partir de l’énergie solaire, qui est traditionnellement discrète durant la saison froide. La marque devrait communiquer davantage d’informations sur sa pompe à chaleur solarothermique fin septembre, à l’occasion d’un évènement pour « célébrer l’arrivée de l’hiver », prévu fin septembre sur le site de production d’Arkteos.

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C’en est fini, ou du moins temporairement, pour l’éolien en mer français de l’énergéticien Allemand RWE. Enchaînant les déconvenues et déstabilisé par les politiques énergétiques hésitantes dans l’hexagone, l’entreprise renonce à sa quête de projets.

Aucun projet remporté en France dans les différents appels d’offre éolien en mer, entreprise en difficulté financière, manque de clarté dans les objectifs énergétiques français, RWE jette l’éponge. L’énergéticien allemand l’a annoncé à ses salariés en août, rapportent nos confrères de Greenunivers. L’abandon des activités éolien en mer, en France, par RWE, fait mouche. L’entreprise n’a pas réussi à s’imposer en France et les questions autour de sa santé financières ont poussé la gouvernance allemande de l’énergéticien à quitter certains marchés jugés pas assez rentables.

Une filière éolienne à la peine

Pierre Peysson, directeur France de l’éolien en mer chez RWE, annonçait, dans les colonnes du Journal des entreprises l’année dernière, qu’un « moratoire sur l’éolien en mer serait un saccage social, une catastrophe pour l’emploi et un non-sens industriel et énergétique ». Depuis, le texte fixant les objectifs énergétiques français discuté au Parlement avait vu voter une telle disposition. Avec la chute du gouvernement, la navette parlementaire n’est pas allée au bout et le décret de la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) n’a pas été promulgué. La France n’a donc pas la possibilité de lancer, par exemple, le dixième appel d’offres éolien en mer, car son attribution conduirait à dépasser les objectifs de développement de l’éolien en mer actuellement en vigueur prévus dans la PPE2.

L’entreprise allemande n’a, pour le moment, pas souhaiter communiquer. Le Syndicat des énergies renouvelables (SER), dont Pierre Peysson est aussi président de la commission éolien en mer au syndicat des énergies renouvelables, alertait sur une filière industrielle sans objectifs long terme et dont les investissements avaient ralenti. Alors que la France accuse un retard sur ses objectifs d’énergie renouvelables fixés par l’Union européenne (UE), voilà une conséquence concrète de la fragilisation de la filière, financière, mais aussi politique.

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Le soleil du mois de juin n’a pas été que bénéfique à notre moral, et a permis à la plupart des pays européens d’exploser le record de production photovoltaïque. La situation a été telle que pour la première fois, l’énergie solaire a été la première source de production d’électricité de l’Union européenne sur un mois.

Pour la première fois, en juin 2025, le solaire est devenu la première source de production d’électricité de l’Union européenne. Grâce à une météo avantageuse, de nombreux pays de l’UE ont battu des records mensuels, permettant au photovoltaïque de représenter près de 22,1 % de toute l’électricité produite. Au total, les panneaux photovoltaïques de toute l’Europe ont produit 45,4 TWh d’électricité sur le mois de juin. C’est 22 % de plus que le mois de juin de l’année dernière.  De nombreux pays ont largement battu leurs précédents records, témoignant de la bonne dynamique du secteur solaire. C’est le cas de l’Autriche, de la Belgique, de la Croatie et même de la France.

Un mix électrique européen décarboné à 60 % en été

Derrière cette production solaire, on retrouve donc le nucléaire, qui a produit 21,76 % de l’électricité européenne. L’éolien se place en troisième position à 15,8 %. Malgré un début d’année difficile, l’éolien européen a connu ses meilleurs mois de mai et juin, en produisant plus de 32 TWh d’électricité, notamment grâce à la mise en service de nouvelles capacités de production.

Sur le mois de juin, l’ensemble de ces moyens de production d’énergie bas-carbone ont représenté pas moins de 60,3 % du mix électrique européen, permettant de repousser l’utilisation du charbon à un niveau historiquement bas, avec seulement 12,6 TWh produits, principalement en Pologne et en Allemagne. Désormais, il va falloir faire perdurer cette dynamique pendant l’hiver, alors que la production photovoltaïque risque de chuter.

En décembre 2024, le photovoltaïque n’avait représenté que 4,18 % d’un mix électrique largement dominé par le nucléaire (25,31 %). Bien que prédominant, avec 22,91 % du mix en décembre 2024, le secteur de l’éolien avait subi un hiver compliqué, notamment à cause de conditions météorologiques peu favorables. Cette situation avait alors entraîné une hausse de 13 % des énergies fossiles sur le premier semestre 2025.

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Le plus grand barrage hydroélectrique d’Afrique vient d’être inauguré sur le Nil Bleu, en Éthiopie. L’ouvrage, d’une puissance de 5 150 MW, permettra à plusieurs dizaines de millions de personnes d’accéder à l’électricité. Néanmoins, il suscite les critiques de deux pays situés en aval, en particulier l’Égypte.

L’Éthiopie vient de célébrer en grandes pompes la mise en service du barrage de la Renaissance, la plus grande centrale hydroélectrique du continent, qui affiche une puissance de 5,15 GW. Pour dompter le débit du puissant Nil Bleu, il aura fallu créer une retenue de 170 mètres de haut pour 2 km de large, qui crée un réservoir d’une superficie de 1874 kilomètres carrés. Au total, grâce à ses 13 turbines, il se place parmi les 20 barrages les plus puissants du monde, même s’il ne représente qu’un quart de la puissance des Trois Gorges, en Chine. Pour construire un tel édifice, il aura fallu presque 5 milliards de dollars d’investissement et 14 ans de travaux.

Un doublement de la puissance électrique du pays

Les 5,15 GW de la centrale devraient permettre de doubler les capacités de production électrique du deuxième pays le plus peuplé d’Afrique, qui compte 130 millions d’habitants. Jusqu’à aujourd’hui, près de 45 % de la population éthiopienne n’avait pas accès à l’électricité. La situation devrait donc être amenée à changer, puisque selon certaines estimations, le barrage pourrait alimenter entre 30 et 40 millions d’habitants. Ce barrage vient confirmer un mix électrique déjà largement dominé par l’énergie hydraulique qui représente 96 % de la production électrique du pays.

Des tensions avec l’Égypte

Si l’inauguration a fait l’objet de nombreuses festivités avec feu d’artifice géant, essaims de drones et félicitations en tout genre, tout le monde ne voit pas ce barrage d’un bon œil, en particulier en Égypte. Le pays, qui se situe en aval, le qualifie de menace existentielle et craint de potentielles baisses de débit du Nil, qui remplit 97 % des besoins hydriques du pays, en particulier pour l’agriculture. Or, le barrage de la Renaissance (GERD) se trouve sur le Nil bleu, qui fournit lui-même 85 % des eaux du Nil. La situation est telle que le ministre des Affaires étrangères égyptien a écrit au conseil de sécurité des Nations Unies en évoquant une violation des lois internationales.

Du côté de l’Éthiopie, on se veut plutôt rassurant. La société Webuild, qui a mené les travaux de construction du barrage, a rappelé que le barrage libère de l’eau pour produire de l’électricité, mais n’en consomme pas contrairement à des systèmes d’irrigation. Jouant la carte de l’apaisement, Abiy Ahmed a assuré que le barrage n’affecterait en rien le développement des pays en aval.

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Travailler dans l’énergie peut mener à tout. Et même à un litige avec une célèbre franchise de DC Comics. Cet entrepreneur, inventeur d’un système de diagnostic de batteries, en fera la difficile expérience. À l’issue de la bataille juridique, il devra faire quelques concessions. Mais parviendra à conserver le nom de sa société.

C’est l’histoire d’une start-up bretonne. Son concept : un système de sécurisation des batteries. Appelé le « Capt », c’est un petit module conçu pour surveiller les paramètres de ces dernières. Équipé d’une interface wifi et bluetooth, il mesure l’état de charge, l’état de santé, la stabilité et l’état de dégradation des batteries ; si une anomalie est détectée, le Capt donne l’alerte, à l’aide d’une sirène et d’un flash LED. Avec pour objectif final de garantir la sécurité des personnes et des biens, et ce aussi bien pour des batteries stockées, que les batteries transportées ou celles, en fin de vie, à retraiter.

Problème : le nom de la société. Pour créer ce nom, le fondateur de la start-up a contracté l’expression « gérer les Batteries haute-tension en Captant les données », soit BatCapt. Un nom court, percutant, indéniablement, mais qui n’est pas sans rappeler une certaine franchise américaine. Une franchise qui de son côté fait la part belle aux Batmobile, Batphone et autre Batcave. Tous outils au service de l’ultra-célèbre superhéros de DC Comics : Batman.

Batman lance ses avocats sur la startup bretonne

DC Comics y a vu une menace vis-à-vis de sa propriété intellectuelle. Par l’entreprise d’un cabinet de conseil spécialisé, elle attaque la startup le 29 octobre 2024, par un courrier qui la somme de modifier sa communication. Cette procédure bloque alors le dépôt du nom auprès de l’Institution national de la propriété intellectuelle (INPI).

Batcapt fait alors appel à différentes structures publiques qui aident les créateurs d’entreprise : le hub d’innovation The Future is Neutral, Schoolab, la French Tech Rennes, et sollicite conseil auprès de l’INPI. Tout ce parcours a réservé son lot de péripétie, et notamment un premier expert qui… travaille également pour le cabinet de conseil qui a initié la procédure ! La startup s’est également trouvée mise sous pression par des délais très courts, et qui n’étaient pas justifiés.

Un compromis trouvé

S’ensuit une longue négociation. D’après les experts, certaines revendications de DC Comics n’étaient pas tout à fait infondées : un premier logo surmonté de deux oreilles en pointe noires qui n’étaient pas sans évoquer un certain superhéros, ou une couverture peut être un peu trop large du dépôt de nom en termes de marchés protégés. Batcapt fait plusieurs concessions, dont un changement de logo. Mais ce faisant, elle parvient malgré tout à conserver son nom ! Concessions que DC Comics entérinera finalement, en acceptant de retirer son opposition au dépôt du nom.

Sur son site internet, Batcapt relate l’ensemble de la procédure avec une grande transparence. Une lecture instructive, sans nul doute, pour tout apprenti créateur d’entreprise.

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La bonne santé du secteur nucléaire ne se lit pas qu’à travers la multiplication des projets de nouvelles centrales. Le parc actuel vient de produire plus d’électricité que jamais, battant ainsi le précédent record vieux de presque 20 ans. 

2,67 pétawattheures (soit 2 667 TWh) : voilà la quantité d’électricité produite par les réacteurs nucléaires du monde entier sur l’année 2024. Ce niveau de production constitue un nouveau record mondial, dépassant ainsi le précédent qui datait de 2006, avec 2 660 TWh. Ce chiffre témoigne du retour au premier plan de l’énergie atomique à l’échelle mondiale. Pour le moment, ce regain de popularité provient principalement de l’Asie. Cette dernière accueille près de 56 des 68 réacteurs nucléaires commandés sur les 10 dernières années, et a compté 4 raccordements de nouveaux réacteurs sur l’année (3 en Chine, et 1 en Inde). Trois autres raccordements ont eu lieu dans le reste du monde, aux Émirats arabes unis, aux États-Unis et en France.

Dans son rapport publié le 1ᵉʳ septembre, l’association World Nuclear a mis en avant le facteur de capacité moyen des réacteurs nucléaires qui s’élève à 83 %, mettant en avant le fait que les réacteurs nucléaires conservent un niveau de performance élevé, peu importe leur âge. D’ailleurs, l’âge moyen des centrales nucléaires au niveau mondial est supérieur à 30 ans, avec des pays dont les infrastructures datent majoritairement des années 80 comme les États-Unis ou la France. D’ailleurs, sur cette année 2024, l’Hexagone a contribué à hauteur de 13,5 % à cette production d’électricité nucléaire.

Associer nucléaire et renouvelable pour surmonter la hausse de demande d’électricité

Selon l’Agence internationale de l’énergie (IEA), l’augmentation de la production d’électricité en 2024 a atteint 1200 TWh. 80 % de la production supplémentaire a été assurée par l’installation de nouveaux moyens de production d’énergies renouvelables. S’il est encourageant, ce chiffre montre néamoins que la décarbonation ne sera rendue possible qu’en utilisant toutes les énergies bas-carbone disponibles, nucléaires compris. Pour l’heure, la hausse de capacité de production nucléaire reste anecdotique avec seulement 9 nouveaux chantiers de réacteurs entamés en 2024.

Néanmoins, la croissance du nucléaire pourrait passer par le déploiement massif de SMR, des réacteurs modulables nouvelle génération dont la construction a l’avantage de pouvoir être en partie industrialisée. Cette nouvelle tendance pourrait contribuer à décarboner réellement le mix électrique mondial, et ainsi faire baisser les émissions de CO2. Pour l’heure, la hausse des besoins en électricité est telle que la Chine, qui déploie pourtant de nouveaux moyens de production décarbonés à un rythme effréné, avec 212 GW de capacité solaire supplémentaire au premier semestre 2025, continue d’augmenter sa production d’électricité issue du charbon.

L’article Nucléaire : il n’a jamais produit autant d’électricité qu’en 2024 dans le monde est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Ça s’est joué à quelques jours, peut-être même à quelques heures. Mais avant sa chute, le gouvernement Bayrou est parvenu à entériner et publier son arrêté sur la TVA solaire à 5,5 % au journal officiel. Pleine de promesses, cette nouvelle réglementation risque de n’avoir qu’un impact minime sur le secteur photovoltaïque, du moins pour les prochains mois.

On aurait pu s’attendre à ce que l’arrêté soit repoussé, du fait de la chute du gouvernement Bayrou. Mais après une présentation avancée au 4 septembre au Conseil supérieur de l’énergie (CSE), le décret concernant l’abaissement de la TVA à 5,5 % pour les installations solaires a finalement été publié au journal officiel ce mardi 9 septembre.

Des critères très stricts

Cet arrêté acte donc la baisse de la TVA pour toute installation solaire d’une puissance inférieure ou égale à 9 kWc à partir du 1er octobre 2025, mais sous certaines conditions. Sans surprises, ces critères n’ont que très peu évolué par rapport au projet présenté au CSE. Pour bénéficier du taux réduit, une installation solaire devra donc respecter les critères suivants :

• Bilan carbone des modules inférieur à 530 kgCO2eq/kWc
• Quantité d’argent des cellules inférieure à 14 mg/W
• Teneur de plomb des modules inférieure à 0,1 %
• Teneur de cadmium des modules inférieure à 0,01 %

En plus de ces critères, une installation devra être associée à « un système gestionnaire d’énergie permettant de collecter en temps réel les données de production et de consommation et de piloter le comportement de consommation des équipements électriques pour maximiser la consommation électrique sur le lieu de production », sans pour autant imposer la mise en place d’un système de stockage.

En revanche, si la filière française du photovoltaïque espérait rendre obligatoire le recours à un installateur RGE, ce ne sera finalement pas le cas. L’absence de ce critère fait craindre la recrudescence des tentatives d’escroquerie à la TVA, risquant de déstabiliser la filière.

Un arrêté qui manque sa cible ?

Comme évoqué il y a quelques jours, ces critères cumulatifs ne manquent pas d’interroger, et pourraient dévier l’arrêté de son objectif initial. Ils ont l’avantage de favoriser les fabricants français comme Voltec et Reden, qui devraient pouvoir proposer des produits répondant à ces critères à moyen terme. Néanmoins, tant qu’il n’y aura pas de gigafactories en France, ces critères risquent de se révéler inatteignables pour la majorité des installations solaires pour particuliers. De ce fait, dans l’état actuel du marché, ce nouvel arrêté ne devrait pas entraîner de baisse de prix pour les installations photovoltaïques pour particuliers, comme espéré à l’origine.

L’article TVA à 5,5% sur les panneaux solaires : l’arrêté publié in extremis est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Tesla publie régulièrement son Master Plan, qui propose une synthèse de ses ambitions. L’entreprise américaine vient de publier la quatrième version de ce document. Et le moins que l’on puisse dire, c’est qu’elle propose une vision décoiffante de l’avenir.

Automobile Propre, un des trois médias du groupe Brakson (notre éditeur), avait publié une rétrospective complète des deux premiers Master Plan de Tesla. En 2023, nous avions couvert la publication du troisième, lequel était particulièrement copieux, et adressait l’électrification de la production énergétique mondiale. Ce premier septembre, c’est la quatrième version qui est publiée.

Le Master Plan IV, comme l’appelle Tesla, est nettement moins détaillé que le troisième opus. Il présente néanmoins une vision d’une ambition incroyable – voire folle. Rappelons en effet que Tesla a commencé tout petit, avec un produit de niche : un petit véhicule électrique, le Tesla Roadster, commercialisé en 2008 et qui se voulait iconique. Un exemplaire avait même été envoyé vers Mars comme charge utile factice du vol d’essai de la fusée Falcon Heavy, le 6 février 2018.

L’automatisation et l’IA au cœur du nouveau plan

Pour comprendre le plan proposé par Tesla, rappelons les briques que l’entreprise a réussi à réunir au cours des deux dernières décennies. Tout d’abord, des compétences en fabrication de véhicules électrique. Ces dernières ont rendu nécessaire de développer d’importantes compétences en automatisation et en intelligence artificielle (IA) – cette dernière est par ailleurs l’outil fondamental du système de pilotage automatique de la marque (Autopilot). En capitalisant sur ces compétences, l’entreprise projette de commercialiser Optimus, son robot humanoïde à tout faire, et vise 2026 si l’on en croit les annonces d’Elon Musk. Enfin, Tesla produit des systèmes énergétiques, comme les toits solaires et des batteries de stockage (Powerwall, Megapack).

Dans son Master Plan IV, Tesla envisage de combiner toutes ces briques pour concevoir un système totalement intégré, mêlant véhicules électriques, production et gestion d’énergie, ainsi que robots humanoïdes industriels, voire domestiques. Le tout orchestré par des systèmes d’IA. Selon Tesla, le robot Optimus est au cœur du système, à deux titres : en premier lieu, il permettra de construire des systèmes énergétiques et de transport en masse et à faible coût. En deuxième lieu, il débarrassera les humains des tâches répétitives et ennuyeuses. Nous permettant ainsi de nous concentrer sur les activités créatives.

C’est la perspective de cette libération complète de la créativité humaine qui permet à Tesla d’affirmer qu’une croissance infinie est possible. L’entreprise déclare ainsi vouloir relever le gant d’inventer « l’abondance durable » (sustainable aboundance). Rien de moins ! De cette vision plutôt grandiose, reste à voir ce qui sera réellement réalisé – mais Tesla et son patron, Elon Musk, ont régulièrement réussi à battre ceux qui prophétisaient leur échec.

L’article Des robots humanoïdes qui fabriquent des batteries : l’ambition folle du quatrième master plan de Tesla est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Si les reconversions sont parfois complexes à mener, du côté de Saint-Avold, tout semble aller pour le mieux pour l’une des dernières centrales thermiques du pays. Outre le chantier de conversion au gaz, validé il y a quelques mois, les projets tournés vers l’avenir s’accumulent pour le site aux importantes réserves foncières.

Cette fois, c’est vraiment la dernière. Après plus de 70 ans de service, la centrale thermique Émile-Huchet s’apprête à passer un dernier hiver en activité avant de tirer sa révérence, du moins pour sa production électrique à partir de charbon. Si le site de Saint-Avold ne devrait plus consommer de charbon à partir de l’été 2026, son avenir s’annonce particulièrement dense. D’abord, la centrale devrait continuer à produire de l’électricité, mais à partir de gaz.

La conversion du site a, en effet, été actée en avril dernier par le gouvernement. Les opérations, estimées à 110 millions d’euros, devraient débuter dès l’été 2026, et durer approximativement 18 mois. Si le gaz reste un compromis, et n’empêchera pas la centrale d’émettre du CO2, cette conversion rend possible le recours au biogaz, assure le maintien en service d’une unité de production pilotable, et permet de conserver un grand nombre d’emplois. À l’échelle nationale, l’impact environnemental de la centrale de 125 mégawatts (MW) sur la production électrique française restera minime.

Un avenir tourné vers les énergies décarbonées

Surtout, GazelEnergie, exploitant de la centrale, a de nombreux projets en tête pour le site de Saint-Avold. Voilà plusieurs années que l’après-charbon est en réflexion, ce qui a abouti à la mise en service, en 2024, d’une première station de stockage par batterie (BESS) d’une puissance de 35 MW. Une deuxième tranche de 65 MW est actuellement en construction, ce qui devrait porter la puissance du site à une centaine de MW. L’objectif de GazelEnergie est même d’atteindre les 300 MW d’ici 2028.

Conscient du potentiel du site, GazelEnergie souhaite s’engouffrer dans un secteur en vogue, notamment du fait du développement de l’IA : les centres de données. Forte de son infrastructure réseau, de ses capacités de stockage et de ses réserves foncière, l’entreprise travaille sur un vaste projet de datacenter. Pour parfaire sa conversion, GazelEnergie travaille à l’implantation d’une usine de production d’hydrogène par électrolyse de l’eau. D’une capacité de 400 MW à l’horizon 2030, cette usine pourrait particulièrement alimenter l’aciériste allemand Saarstahl Holding Saar (SHS), situé à une vingtaine de kilomètres de Saint-Avold.

L’article Pour survivre après le charbon, cette centrale française mise sur le gaz, les batteries, l’hydrogène et les datacenters est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Lorsque Jules Verne publie Robur-le-Conquérant en 1886, il imagine un engin tout à fait particulier. Une sorte d’improbable voilier des airs, dont les mâts ne sont pas équipés d’ailes, mais d’une multitude d’hélices. L’Albatros, c’est le nom de l’engin, est un appareil plus lourd que l’air et électrique. Un concept pour le moins spéculatif pour l’époque ; mais dont la ressemblance est frappante avec les drones d’aujourd’hui. Et qui nous montre tous les enjeux de leur source d’énergie.

À la fin du XIXᵉ siècle, la technologie aérienne se cantonne aux plus légers que l’air, ces aéronefs conçus autour d’une gigantesque enveloppe emplie d’air chaud, d’hydrogène ou, plus tard, d’hélium. Les développements d’alors enchaînent des records en la matière, une créativité qui préfigure l’ère du ballon et du dirigeable du début du XXᵉ.

Les plus lourds que l’air ne décolleront qu’un peu plus tard, au travers des exploits de Clément Ader (1897), des frères Wright (1903) ou de Louis Blériot (1909). Mais il s’agit encore d’appareils dotés d’une voilure fixe, c’est-à-dire d’ailes. Il faudra attendre 1935 pour que Louis Charles Breguet et René Dorand mettent au point le premier hélicoptère – donc à voilure tournante – opérationnel. C’est dire à quel point la vision de Jules Verne était saisissante : elle avait près de cinquante ans d’avance !

Jules Verne a perçu tout le potentiel de l’électricité

Cette vision est d’autant plus impressionnante lorsqu’on la met en perspective avec les développements très récents des taxis aériens électriques. Prenons un exemple, celui de Volocopter, une start-up allemande. Elle a développé Volocity, un petit taxi aérien électrique prévu pour un passager. Celui-ci est soutenu par pas moins de 18 hélices. C’est très proche de la vision de Jules Verne dont l’Albatros était doté de 74 hélices de sustentation. Jules Verne aurait-il donc anticipé non seulement l’avion, l’hélicoptère, mais aussi les hélicoptères électriques dotés d’un grand nombre de rotors ?

Car les point communs ne s’arrêtent pas là. Pour fournir de l’énergie à son appareil, Verne imagine une source d’alimentation électrique ; citons son texte : « Ce n’est ni à la vapeur d’eau ou autres liquides, ni à l’air comprimé ou autres gaz élastiques, ni aux mélanges explosifs susceptibles de produire une action mécanique, que Robur a demandé la puissance nécessaire à soutenir et à mouvoir son appareil. C’est à l’électricité, à cet agent qui sera, un jour, l’âme du monde industriel. D’ailleurs, nulle machine électromotrice pour le produire. Rien que des piles et des accumulateurs. Seulement, quels sont les éléments qui entrent dans la composition de ces piles, quels acides les mettent en activité ? C’est le secret de Robur. »

La comparaison entre le roman de Jules Verne et les drones taxis s’arrête là, toutefois. Car l’Albatros était capable d’une autonomie incroyable. Les protagonistes réalisent en effet un tour du monde, au-dessus de l’Amérique, de l’Europe, de l’Afrique et de l’Asie, emportés par une tempête, ils longent l’Antarctique, et ce avant le dramatique accident final. Et ceci sans faire de pause, sans se poser, pendant plusieurs mois. Et donc sans faire de plein d’énergie, lequel était prévu à l’issue du voyage jusqu’à l’île X, la base secrète de Robur.

La dure réalité de l’autonomie des aéronefs électriques

Nous sommes donc bien loin de l’autonomie des drones ou des taxis volants actuels. Le Volocity, par exemple, alimenté par une batterie li-ion, devait avoir une portée de 30 km. Jules Verne aurait-il surestimé la capacité réelle des batteries électriques ? C’est tout à fait probable.

Dans Vingt Mille Lieues sous les mers, il imagine le Nautilus, un sous-marin géant conçu par le capitaine Nemo, capable de parcourir sans s’arrêter toutes les mers du globe. Et, comme pour l’Albatros, c’est la fée électricité qui est mise à l’ouvrage : « Il est un agent puissant, obéissant, rapide, facile, qui se plie à tous les usages et qui règne en maître à mon bord. Tout se fait par lui. Il m’éclaire, il m’échauffe, il est l’âme de mes appareils mécaniques. Cet agent, c’est l’électricité.
– L’électricité ! m’écriai-je assez surpris.
– Oui, monsieur.
– Cependant, capitaine, vous possédez une extrême rapidité de mouvement qui s’accorde mal avec le pouvoir de l’électricité. Jusqu’ici, sa puissance dynamique est restée très restreinte et n’a pu produire que de petites forces !
– Monsieur le professeur, répondit le capitaine Nemo, mon électricité n’est pas celle de tout le monde. »

Jules Verne anticipait donc bien que l’électricité montrerait ses limites pour des voyages de plusieurs mois. Aujourd’hui, on aurait bien de la peine à imaginer une autre source d’énergie qu’un réacteur nucléaire pour assurer une telle autonomie, tout comme cela se fait dans les sous-marins nucléaires. Et tout comme cela a aussi été envisagé par les États-Unis pour des bombardiers. En effet, au cours du programme Aircraft Nuclear Propulsion, les premiers prototypes de turboréacteurs alimentés en énergie par des réacteurs nucléaires ont été conçus.

L’énergie nucléaire n’était bien sûr pas encore connue à l’époque de Jules Verne. Mais sa vision n’en reste pas moins saisissante. Dans le contexte contemporain d’une transition énergétique qui fait la part belle à l’électrification, ce texte, écrit il y a cent quarante ans, laisse tout à fait songeur.

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Des chercheurs imaginent une manière ingénieuse de valoriser la chaleur générée par les centres de données. En la boostant d’un peu de soleil pour produire ensuite de l’électricité.

Les centres de données – ceux que les anglophones appellent les datacenters -, c’est bien connu désormais, génèrent beaucoup de chaleur. L’équivalent de près de la moitié de l’électricité qu’ils consomment. Environ 3,5 térawattheures (TWh) en 2020, déjà. Et rien qu’en France. Un chiffre appelé à augmenter autant que le font nos consommations de produits et de services numériques.

Alors, cette chaleur fatale, certains voudraient pouvoir la valoriser. C’est le cas du côté du centre aquatique intercommunal du Val d’Europe. Dix ans qu’il est chauffé à 80 % par le centre de données de Natixis, installé à Marne-la-Vallée (Île-de-France). Toutefois, les débouchés ne sont pas toujours faciles à trouver. Car la chaleur fatale d’un centre de données n’est pas suffisante tout de même pour espérer produire efficacement de l’électricité. La ville de Stockholm encourage ainsi leur installation en zone périurbaine, où il existe des réseaux de chauffage urbains qui peuvent directement bénéficier d’une énergie produite sous forme de chaleur.

Des capteurs solaires pour faire monter la température

Mais des chercheurs de l’université Rice (États-Unis) présentent aujourd’hui une autre idée. L’installation de capteurs solaires plans à faible coût sur les toits des centres de données et connectés directement au système de refroidissement de l’installation pour réchauffer le flux. « C’est comme ajouter un générateur propre, derrière le compteur, qui augmente sa puissance lorsque le soleil brille, juste au moment où les charges de refroidissement sont les plus élevées », note Laura Schaefer, co-auteure de l’étude. Une sorte de coup de pouce qui permettrait à la chaleur jusqu’ici perdue d’être utilisée pour produire de l’électricité.

Les chercheurs ont utilisé des modèles thermoéconomiques pour tester les performances de leur système sur deux des plus grands centres de données des États-Unis installés sous deux climats très différents. Celui d’Ashburn, en Virginie, a pu récupérer 60 % d’électricité en plus par an. Celui de Los Angeles est monté jusqu’à 80 %. Le coût de l’électricité, quant à lui, a été réduit de 5,5 % pour Ashburn et de 16,5 % pour Los Angeles. « Los Angeles a obtenu de meilleurs résultats grâce à des ressources solaires plus importantes », reconnait Kashif Liaqat, chercheur en génie mécanique à Rice. « Mais même à Ashburn, où les hivers sont plus froids et plus nuageux, le système hybride augmente considérablement la production et réduit les coûts. »

Forte de ces résultats encourageants, l’équipe souhaite désormais, entre autres, étudier l’idée d’un stockage thermique supplémentaire. Il permettrait de stocker la chaleur solaire pendant la journée pour optimiser la récupération la nuit. Sans prétendre que cela puisse remplacer les efforts d’efficacité et de refroidissement, également essentiels, les chercheurs de l’université Rice ajoutent là un outil à la panoplie. Un outil qui pourrait bien « transformer une faiblesse en atout ».

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La pêche est bonne pour EDF, qui enchaîne les signatures de contrats d’approvisionnement avec de gros industriels. L’énergéticien national va, cette fois, fournir une partie des besoins en électricité des centres de données de Data4, grâce à sa production nucléaire.

L’opérateur européen de centres de données Data4 vient de signer avec EDF un contrat d’allocation de production nucléaire (CAPN) sur douze ans, portant sur une puissance de 40 MW issue du parc nucléaire français. Les premières livraisons, prévues dès 2026, devraient représenter un volume de 230 GWh par an.

Ce contrat inédit dans le secteur des centres de données français marque une évolution notable : Data4 devient le premier acteur à recourir à ce mécanisme, jusqu’ici réservé à quelques grands consommateurs industriels. L’objectif est double : stabiliser les coûts énergétiques sur un marché volatil et réduire significativement l’empreinte carbone des infrastructures, alors que l’essor du cloud et de l’intelligence artificielle accroît la demande en électricité. Cette signature s’ajoute aux contrats d’achat d’électricité renouvelable déjà signés par Data4.

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Entre tutoriels TikTok viraux et importations massives de panneaux, les Pakistanais transforment leurs toits en centrales photovoltaïques, à tel point que le solaire est devenu la première source d’électricité nationale en 2025.

Et si TikTok aidait la transition énergétique ? Des vidéos montrant des Pakistanais qui installent eux-mêmes des panneaux solaires, de Lahore à Karachi, avec plus d’enthousiasme que de technicité, ont circulé sur le réseau social. Certains posent les modules… directement au sol, sans supports, face au soleil, selon des images captées par satellite. La demande sur le réseau électrique national a mystérieusement chuté alors que l’économie ne ralentissait pas. Ces installations alimentées par des panneaux chinois bon marché et des tutos TikTok ont entraîné une baisse de 35 % des ventes de diesel en une seule année.

Une modification rapide du mix énergétique

Au Pakistan, le solaire représentait moins de 2 % du mix électrique en 2020, atteignait 10,3 % en 2024 et culminait autour de 24 % durant les cinq premiers mois de 2025. Il dépasse aujourd’hui le gaz, le charbon, le nucléaire et l’hydroélectricité. Pour y trouver une explication plus concrète que la viralité des vidéos, l’AFP nous apprend que ce bond du solaire, tout sauf orchestré par l’État, est le résultat d’un ras-le-bol généralisé devant les coupures à répétition et des factures d’électricité devenues exorbitantes (jusqu’à +155 % en trois ans).

L’agence Reuters relève encore que les importations de panneaux solaires chinois bon marché représentaient 3 500 mégawatts (MW) en 2022, 16 600 MW en 2024 et plus de 10 000 MW importés dès les premiers mois de 2025.

Taxation des panneaux solaires importés

Le gouvernement pakistanais, pris de court et dépassé par cette explosion de panneaux solaires, a alors réagi en instaurant une taxe de 10 % sur les panneaux solaires importés et en réduisant la rémunération accordée aux particuliers revendant leur surplus au réseau.

« Le Pakistan est clairement un chef de file dans l’énergie solaire sur toit », relève Dave Jones, analyste en chef chez Ember cité par l’AFP. Cette réussite ne dissipe toutefois pas les inquiétudes du gouvernement, déjà fragilisé par un déficit colossal de huit milliards de dollars (6,8 milliards d’euros) dans le secteur électrique. Car derrière l’essor du solaire, Islamabad continue d’accumuler les charges : importations massives d’énergies fossiles revendues à perte aux distributeurs publics et obligations contractuelles envers des producteurs privés – parfois détenus par des intérêts chinois – qu’il doit rémunérer à prix fixe, quelle que soit la demande.

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Le développement des énergies renouvelables entraîne une hausse considérable des prix négatifs dans toute l’Europe. L’Allemagne a peut-être trouvé la parade, au détriment des propriétaires de systèmes de stockage d’énergie par batterie. 

En matière de production et de consommation d’électricité, l’année 2025 semble se passer sans encombre, du moins pour le moment. Dans son rapport semestriel, le gestionnaire de réseau français RTE a indiqué que la demande en électricité était restée très stable par rapport au premier semestre 2024, avec 230,8 TWh d’électricité consommée contre 230,2 TWh l’année précédente. Côté production, la part des filières bas-carbone s’est maintenue proche des 95 %, en augmentation de 0,4 % par rapport à l’année précédente.

Acteur majeur de cette situation, le solaire a fortement progressé comparé à 2024 avec +28,8 % par rapport au premier semestre 2024, ce qui représente 3,5 TWh supplémentaires de produit. Néanmoins, cette situation pose problème sur un point : la multiplication des prix négatifs. Au premier semestre, RTE a enregistré près de 363 heures de prix négatifs, soit 2 heures de plus que sur l’ensemble de l’année 2024 ! Cette situation n’est pas exclusive à la France, puisque le nombre d’heures à prix négatif a également dépassé les 300 dans plusieurs pays européens, à savoir l’Espagne, les Pays-Bas, l’Allemagne, la Belgique, la Finlande et le Danemark.

L’Allemagne semble avoir trouvé la parade

Outre-Rhin, on a peut-être trouvé la solution à cette situation. Déjà, en 2024, une loi sur les énergies renouvelables prévoyait la suspension de rémunération pour les installations de plus de 400 kWc à partir de trois heures de prix négatifs sans interruption. Néanmoins, cette loi n’est pas suffisante, car plus de 50 % des installations solaires affichent une puissance inférieure à 100 kWc, et sont soumises à une obligation d’achat. Elles injectent ainsi de l’électricité de manière incontrôlée sur le réseau.

Pour pallier cette situation, une nouvelle loi est appliquée depuis le début de l’année : la Solarspitzengesetz, ou « loi sur les pics de production solaire ». Cette loi indique que les installations de moins de 100 kWc ne recevront pas de rémunération quand les prix sont négatifs. Seules les installations de moins de 2 kWc, ce qui correspond aux installations pour particuliers, ne sont pas concernées pour le moment. Il semblerait d’ailleurs que cette modification porte ses fruits, puisque l’Allemagne a enregistré 141 heures à prix négatifs en juin, mais seulement 12 en juillet.

Seul défaut de cette solution : elle met à mal les revenus des systèmes de stockage d’énergie par batterie, dont le modèle économique repose principalement sur l’achat d’électricité lors des périodes de surproduction pour la revendre lorsque la situation est stabilisée. L’enjeu de cette mesure consiste à trouver l’équilibre entre la réduction immédiate des prix négatifs et le développement d’une filière de stockage.

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Alors que les énergies renouvelables subissent des attaques de toute part, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) publie une mise au point. Le régulateur démonte plusieurs affirmations erronées qui circulent dans l’espace public et alimente la polémique sur la transition énergétique.

Depuis plusieurs mois, la flambée des prix de l’électricité et la place croissante des énergies renouvelables alimentent discours alarmistes et chiffres approximatifs. Il n’y a qu’à ouvrir LinkedIn ou lire les tribunes du Figaro pour comprendre ce déchainement envers les énergies renouvelables (ENR), parfois à tort. Pour mettre fin à ces « fake news », la CRE a publié le 1ᵉʳ septembre une note de clarification. Objectif : rappeler des données précises et replacer les coûts réels des ENR dans la trajectoire énergétique française.

Le premier point de rectification concerne la hausse des factures d’électricité. Contrairement à une idée largement relayée, les tarifs réglementés n’ont pas « doublé » depuis 2015. La CRE rappelle qu’ils ont augmenté de 20 % sur cette période, hors inflation. Une progression notable, certes, mais sans commune mesure avec l’explosion évoquée par certains responsables politiques. Et surtout, insiste le régulateur, cette hausse n’est pas imputable aux ENR. Le soutien public à leur développement n’est pas directement répercuté sur les factures, contrairement à ce que suggèrent leurs détracteurs.

Un coût vraiment démesuré ?

Autre sujet de controverse, peut-être le principal : le coût global de la transition. Dans le débat public, certains opposants aux renouvelables avancent le chiffre de 300 milliards d’euros d’investissements liés à leur déploiement. La CRE dément catégoriquement. Selon ses estimations, environ 18 milliards d’euros seront nécessaires pour raccorder les installations terrestres d’ici à 2040, et 37 milliards pour les projets d’éolien en mer. À ces montants s’ajoutent des coûts de renforcement du réseau électrique, partiellement attribuables aux ENR, mais très éloignés des centaines de milliards brandies par ses détracteurs.

Le soutien public, autre point sensible, fait lui aussi l’objet d’une clarification. Sur la base d’un scénario de prix de marché médian, la CRE estime à 50 milliards d’euros le montant total d’aides aux renouvelables d’ici à 2060. Ce chiffre englobe la rémunération complémentaire versée aux producteurs lorsque le prix de marché est insuffisant. À titre de comparaison, le bouclier tarifaire mis en place pour contenir la hausse des factures entre 2021 et 2023 a coûté, à lui seul, près de 40 milliards d’euros en trois ans. Un ordre de grandeur qui relativise le poids des soutiens publics aux ENR sur le long terme.

Le développement des renouvelables n’est pas une idéologie

Enfin, la CRE rappelle que le développement massif des renouvelables n’est pas un choix idéologique, mais une nécessité pour atteindre les objectifs climatiques européens et sécuriser l’approvisionnement énergétique. Elle souligne que la baisse tendancielle des coûts des technologies solaires et éoliennes en fait désormais des solutions compétitives et capables de réduire la dépendance aux énergies fossiles importées.

En publiant ce décryptage, le gendarme de l’énergie entend ramener le débat sur un terrain factuel, loin des approximations chiffrées et des discours simplistes. Une manière de rappeler que la transition énergétique, souvent caricaturée comme un fardeau financier, est nécessaire et passera par les renouvelables entre autres. Même si le gendarme avait appelé, en avril, à lever le pied, en revoyant légèrement à la baisse les objectifs solaire et éolien.

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La plus grande usine européenne de batteries de seconde vie vient d’ouvrir ses portes en Allemagne. Mais comme d’autres acteurs du secteur dans le monde, cette entreprise pourrait être fragilisée par les difficultés économiques qui touchent actuellement l’industrie chinoise.

Le marché des batteries a explosé ces dernières années, en grande partie en raison de l’électrification des véhicules. Mais que deviennent ces accumulateurs une fois arrivés en fin de vie ? Compte tenu de la quantité élevée de matériaux récupérables qu’ils contiennent, ils s’intègrent de plus en plus dans des boucles circulaires. Cependant, avant le recyclage, les batteries usagées des véhicules électriques trouvent désormais une seconde vie en passant par la case réutilisation, une filière devenue en plein essor.

Les entreprises spécialisées dans la récupération et l’exploitation de ces systèmes ne cessent de se multiplier. Il y a quelques semaines, nous vous parlions de Redwood Energy, une startup américaine qui transforme les batteries de voitures en systèmes de stockage stationnaire pour des centres de données. Aujourd’hui, c’est au tour de Voltfang, une jeune pousse allemande qui cherche à stocker le surplus d’électricité issue des énergies renouvelables en réutilisant des batteries de véhicules électriques. L’usine qu’elle vient d’inaugurer à Aix-la-Chapelle, près des frontières belge et néerlandaise, serait la plus grande d’Europe dans ce domaine.

1 GWh par an d’ici 2030

D’ici fin 2026, Voltfang prévoit d’atteindre une capacité de production annuelle de 250 MWh, puis 1 GWh en 2030, soit l’équivalent de la consommation annuelle de 300 foyers. L’entreprise entend ainsi contribuer au soutien du réseau électrique national, dont les besoins en stockage augmentent à mesure que la part des énergies renouvelables progresse. L’Allemagne vise en effet 80 % de renouvelables dans son mix électrique d’ici la fin de la décennie. L’intermittence de l’éolien et du solaire nécessitera l’intégration massive de solutions de stockage. En plus du réseau national, la startup propose ses systèmes aux entreprises et aux particuliers.

Pourquoi la filière est-elle en danger ?

Si le marché du reconditionnement est en pleine croissance, il se heurtera bientôt à des difficultés. La baisse rapide du prix des batteries neuves fragilise en effet la filière naissante, à l’image de ce qui s’est produit avec les panneaux solaires chinois. En Chine, l’industrie des batteries est en situation de surproduction : selon une analyse de Bloomberg que nous relations récemment, le pays dispose en 2025 d’une capacité de production de 6 TWh pour une demande estimée à seulement 1,6 TWh. Résultat : une guerre des prix est engagée. Cela rend difficile la compétitivité des systèmes de seconde vie face à des accumulateurs neufs, performants et offrant encore 100 % de leur capacité initiale.

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La Chine continue de faire la course en tête, dans le secteur de l’éolien, et vient d’installer le prototype le plus puissant au monde. Avec 26 MW, ce dernier serait capable d’alimenter 55 000 foyers à lui tout seul.

La Chine vient de reprendre le flambeau concernant l’éolienne la plus puissante au monde. Son entreprise publique Dongfang Electric Corporation vient d’annoncer avoir installé son prototype de turbine de 26 MW sur un centre d’essai et de certification en mer. Cette éolienne, dévoilée fin 2024, cumule les records. Elle est composée de la plus grosse nacelle au monde, pesant près de 500 tonnes, et est dotée des plus grandes pales, avec 153 m chacune. À titre de comparaison, chaque pale mesure 3 m de plus que la grande pyramide de Gizeh ! Au total, il se murmure que l’éolienne pourrait produire jusqu’à 68 GWh d’électricité par an, soit 55 000 foyers. Si cette turbine avait été utilisée pour le parc offshore de Saint-Nazaire, il n’aurait fallu que 19 turbines pour atteindre les 480 MW du parc, contre 80 actuellement.

Elle détrône ainsi assez largement la Siemens Gamesa SG 21-276 DD, installée au printemps au Danemark. Cette dernière affiche une puissance de « seulement » 21,5 MW et un diamètre de rotor de 276 mètres contre 310 mètres pour l’éolienne de Dongfang.

La Chine met la pression sur le reste du monde

Avec cette nouvelle turbine, la Chine continue d’afficher son ambition de dominer le marché de l’éolien, comme elle le fait avec le solaire. Selon BloombergNEF, en 2025, trois nouvelles turbines sur quatre seront chinoises. Le pays continue ainsi d’avancer, tandis que de nombreux projets stagnent aux États-Unis ou en Europe. Les leaders occidentaux de l’industrie font face à des situations compliquées, entre manque de soutien politique et autres difficultés d’approvisionnement. C’est le cas de Siemens Gamesa, General Electric, ou Orsted qui vient de plonger en bourse à cause de la situation am.

Comme pour le solaire, en Chine, la filière éolienne fait l’objet d’un important soutien de la part de l’État, tant politique que financier. Cette situation lui permet de développer de manière conséquente ses chaînes d’approvisionnement, mais également d’avancer rapidement d’un point de vue technologique.

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La Suède ne possède pas de grands gisements d’hydrocarbures, au contraire de sa voisine la Norvège qui bénéficie des immenses champs de la mer du Nord. En revanche, elle dispose d’uranium. Et l’État suédois compte aujourd’hui sur cette ressource pour alimenter la transition énergétique.

En juin dernier, la société minière Aura Energy et la société publique Neu Horizon Uranium, toutes deux australiennes, ont décidé de coopérer pour investir dans la production d’uranium en Suède. Aura Energy détient le projet de mine de Häggån, au centre du pays, un gisement qui contiendrait de l’ordre de trois cent mille tonnes d’uranium. Dans le même temps, Aura Energy a également acquis une participation symbolique dans Neu Horizon Uranium, laquelle détient un portefeuille important de projets uranifères en Suède (Vilhelmina, Ravenberget et Gillberget).

Une ambition pour le moins risquée, car le rapport de la Suède au nucléaire reste très complexe. Il faut savoir que l’exploration et l’extraction de l’uranium ont été interdites par le Parlement en mai 2018. Si, le pays dispose aujourd’hui de six réacteurs nucléaires opérationnels dans trois centrales (Forsmark, Oskarshamn et Ringhals), lesquels produisent de l’ordre de 30 % de son électricité, quatre autres réacteurs ont été arrêtés. Un référendum dans les années 1980 avait conduit à fixer à 10 le nombre maximal de réacteurs autorisés.

La Suède veut pouvoir compter sur ses importantes ressources

Depuis 2022, la Suède a toutefois annoncé vouloir relancer son programme nucléaire. En novembre 2023, le seuil portant sur le nombre de réacteurs est levé par le Parlement. En février 2024, la ministre du Climat et de l’environnement, Romina Pourmokhtari, annonce une enquête publique sur ce sujet des mines d’uranium, laquelle recommande ensuite en décembre de lever l’interdiction spécifique portant sur l’uranium. Le gouvernement a ensuite annoncé son intention que l’uranium soit considéré, en terme de réglementation, au même titre que les autres minéraux.

Le projet de Häggån serait l’un des plus grands gisements inexploités au monde. Et il n’est pas le seul en Suède. Un autre gisement, celui de Viken, est annoncé quant à lui comme le plus grand. Il contiendrait plus de quatre cent mille tonnes d’uranium. Ce type de gisements, appelé les schistes noirs polymétalliques, contiendraient en outre de nombreux minéraux importants, notamment pour la transition énergétique, comme le vanadium, le nickel, le zinc, le molybdène, ou encore le potassium.

Leur teneur en uranium reste toutefois faible, de l’ordre de 150 à 200 ppm (parties par millions, un dix-millième de pourcent), laissant penser que leur rentabilité sera faible, et que des quantités massives de matériaux devront être déplacées et traitées.

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