C’est une victoire de taille, vers la réalisation du projet Cigéo. L’ASNR vient de publier un avis favorable concernant le projet de stockage géologique des déchets nucléaires qui devrait être mis en service à Bure (Mesure) en 2050. 

Le projet Cigéo vient de franchir une nouvelle étape cruciale à sa concrétisation, cette semaine, avec la publication de l’avis technique de l’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection (ASNR). Après 30 mois d’expertise et d’instruction, l’ASNR a jugé que les conditions de sûreté du projet étaient satisfaisantes. Désormais, le projet doit être soumis à une enquête publique d’ici la fin de l’année 2026. À l’issue de cette dernière, le gouvernement pourra délivrer une autorisation de création du site par le biais d’un décret du Conseil d’État. Ce décret ne devrait pas être publié avant 2028.

Si l’échéance paraît lointaine, elle ne l’est finalement pas tant que ça pour un projet à l’envergure extraordinaire. Lancé il y a plus de 30 ans, le projet Cigéo devrait permettre le stockage définitif de déchets nucléaires à 500 mètres sous terre à partir de 2050. Sa fermeture définitive est prévue pour 2170, quand des alvéoles spécifiquement conçues auront reçu les quelque 83 000 mètres cubes de déchets prévus.

L’argile comme isolant

Le site devrait permettre le stockage de deux types de déchets : les déchets de haute activité (HA) et les déchets de moyenne activité à vie longue (MA-VL). Pour assurer une sécurité optimale, ces déchets seront stockés dans la Meuse, dans une couche d’argile imperméable formée il y a 160 millions d’années. Si d’autres pays, comme la Suède ou la Finlande, ont choisi des couches granitiques pour stocker leurs déchets nucléaires, l’argile a de nombreux avantages.

Ce matériau, qui est quasiment imperméable à l’eau, possède une ductilité naturelle qui lui permet d’absorber les éventuels mouvements tectoniques. De plus, celle-ci ralentit l’éventuelle migration de radionucléides. Cela signifie qu’en cas de fuite, il leur faudrait des centaines de milliers d’années pour éventuellement atteindre la surface. Or, sur une telle période, ils perdraient l’essentiel de leur radioactivité.

Des points de vigilance à approfondir

Malgré l’avis favorable de l’ASNR, l’Agence nationale pour la gestion des déchets radioactifs (ANDRA), qui porte le projet Cigéo, va devoir apporter des précisions sur certains points. Les sujets de vigilance identifiés sont les performances des ouvrages de scellement, ainsi que la vitesse de corrosion des conteneurs métalliques envisagés pour stocker les déchets radioactifs. Enfin, l’ANDRA devra apporter des précisions sur la maîtrise du risque d’explosion dans les alvéoles et la maîtrise du risque d’incendie pour le stockage des déchets bitumés.

L’ANDRA espère une mise en service de l’installation vers 2050. D’ici là, une phase industrielle pilote devrait permettre le stockage des premiers colis à l’horizon 2035-2040. Rappelons que sur les 83 000 mètres cubes de capacité du site, la moitié doit être allouée à des déchets déjà produits, et ne prend pas en compte les déchets qui seront produits par les nouveaux EPR. Une éventuelle extension du site nécessitera nécessaire une nouvelle autorisation.

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Avec les températures clémentes, des centrales disponibles ne seront pas activées cette semaine. À la clé, des baisses de charge et des arrêts qui contrastent avec la vague de froid survenue fin novembre.

Alors que l’hiver est généralement par moments synonyme de tension sur le réseau, de prix élevés et de centrales fossiles qui soutiennent l’équilibre production-consommation, la situation de cette seconde semaine de décembre n’a rien à voir avec celle d’un hiver plus classique. Puisqu’un degré de moins entraîne un appel de production supplémentaire de 2 500 mégawatts (MW), la consommation a dépassé les 70 000 MW fin novembre durant la vague de froid. Cette semaine, c’est tout l’inverse. Des pics à 18 degrés à Toulouse lundi, 19 °C à Ajaccio : la demande baisse largement.

Pour prévoir la demande et équilibrer le réseau, RTE se réfère à une « température de référence » de 5,8 ce lundi. La température de référence est calculée par Météo-France et est basée sur les températures horaires moyennes observées pour chaque jour de l’année au cours des trois dernières décennies, redressées de la dérive climatique pour être représentatives du climat de la décennie en cours. À l’inverse, pendant la vague de froid, la température de référence était de 7,4 °C lundi 24 novembre, avec une pointe anticipée à 72,3 GW. Ce jour-là, produisaient notamment 52 GW de nucléaire et 5 GW de gaz.

Quand des centrales doivent s’arrêter à cause de la météo

Avec ces variations de température, la consommation fait le yo-yo : ces prochains jours, RTE anticipe une demande qui plongera jusque sous les 60 000 MW à la mi-décembre. Avec cette demande en nette diminution, ce sont les centrales de production qui doivent s’adapter. Il est possible de suivre leur disponibilité sur ce lien. 

À date (dimanche 7 décembre, 17 h), 51 GW (35 % du parc) étaient non utilisables (à cause des conditions météo comme la nuit pour les panneaux solaires) et inutilisables (par exemple pour cause de maintenance). Seulement 44 % produisaient (68 GW) et 31 GW (21 %) étaient disponibles pour être activés.

Avec des disparités entre modes de production. L’éolien profitait d’un fort vent (17 GW de production, maximum utilisable), le nucléaire à 71 % de production (10 % disponible et 20 % à l’arrêt), l’hydro et le gaz largement à disposition (respectivement 35 et 84 % à disposition du réseau, prêts à produire). Alors que le système est habituellement mis à rude épreuve en hiver, ce début décembre est contre-intuitivement une période de rude épreuve inversée : écrêtements, baisses de charge et arrêts qui n’auront pas à rougir devant ceux du printemps.

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Les éoliennes terrestres sont souvent critiquées pour leur impact négatif sur la faune volante. Mais qu’en est-il pour les éoliennes en mer ? Pour caractériser cet impact et ainsi imaginer des solutions, un projet d’étude français a été mené autour de l’éolienne FloatGen, située au large du Croisic. Les résultats sont plutôt rassurants.

Dans la liste des reproches qui sont faits aux éoliennes, leur potentiel impact sur les oiseaux et les chauves-souris revient souvent. Il est vrai que des cadavres sont régulièrement retrouvés au pied d’éoliennes terrestres. En revanche, en mer, l’impact des éoliennes sur la faune volante est encore méconnu.

C’est justement pour en savoir plus à ce sujet qu’a été lancée l’étude Piaff & Co en 2022. Celle-ci a été menée par la fondation Open-C autour de Floatgen, première éolienne offshore de France, installée au large du Croisic (Loire-Atlantique). Cette étude réunit des partenaires comme Centrale Nantes, le Muséum national d’histoire naturelle, BW Ideol ou encore le parc éolien de Saint-Nazaire avec comme mission d’étudier les habitudes des oiseaux dans un rayon de 50 km autour de l’éolienne et de comprendre l’impact de cette dernière. Pour y parvenir, trois points de mesure acoustique et autant de capteurs vidéo ont été installés sur l’éolienne et son flotteur. En parallèle, quatre outils d’intelligence artificielle ont été déployés pour étudier les données récoltées.

Jusqu’à 60 oiseaux tués chaque année sur une éolienne

Sur 2 ans, les deux années de relevés, ce sont près de 12 500 vidéos de trajectoire d’oiseaux qui ont été enregistrées, dont 15 % ont pu être analysées. Sur ce total, les scientifiques ont remarqué que dans 80 % des cas, il n’y avait aucune interaction entre l’éolienne et l’oiseau. Dans 20 % des cas, ils ont constaté des micro-évitements (esquives), voire des méso-évitements (changements de direction). Au total, seulement deux cas ont montré une collision avec des goélands.

En réalité, le constat est plus important. Sur le flotteur de type Damping Pool, entre 2018 et 2025, 77 cadavres appartement à 15 espèces différentes ont été recueillis. Ces cadavres ont permis d’établir la mortalité du site à environ 60 individus par an. Au total, cela reste toutefois bien en deçà de la mortalité aviaire causée par les chats domestiques, estimée à 75 millions d’animaux chaque année en France.

Quelles solutions pour limiter cet impact ?

Pour l’heure, les porteurs du projet ne veulent pas faire de généralisation à partir des données obtenues. Selon eux, ce premier bilan comporte encore des limites importantes. Néanmoins, c’est un premier pas vers des solutions pour limiter l’impact des éoliennes sur les oiseaux. Ils ont notamment pu constater le rôle important de perchoir et de dortoir du flotteur pour les oiseaux. Les études devraient continuer en 2027 sur le même site du Croisic, avec le déploiement d’Eolink.

Actuellement de nombreuses mesures sont déjà prises pour limiter l’impact négatif des turbines sur les oiseaux. La vitesse de démarrage des éoliennes peut être relevée la nuit ou en période de migration. Parfois, des arrêts ciblés sont même programmés. Certains systèmes de dissuasion ont également montré leur efficacité, comme la peinture des pales, ou encore des éclairages, sons et ultrasons ciblés.

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Si vous êtes adeptes du DIY, vous allez bientôt pouvoir vous faire une table basse avec des morceaux d’éoliennes. C’est plus ou moins ce que propose Vattenfall, en lançant un outil mettant à disposition du plus grand nombre des composants d’éoliennes démantelées. Un outil qui devrait ravir les designers du monde entier. 

Que faisait donc l’énergéticien Vattenfall à la Dutch Design Week, l’un des plus grands festivals de design d’Europe ? Si sa présence peut surprendre, le fabricant avait, en réalité, une bonne raison d’y exposer. Il y a, en effet, présenté son nouvel outil baptisé « Rewind ». Il s’agit d’un outil numérique rendant accessible au plus grand nombre des composants d’éoliennes démantelées.

Réutiliser plutôt que recycler

Avec cet outil, qu’il qualifie d’entrepôt numérique, le fabricant veut encourager le réemploi des quelque 10 000 pièces qui composent une turbine d’éolienne. Si 90 % de ces composants sont déjà recyclés, leur réemploi sans transformation importante permettrait d’en réduire l’impact environnemental, d’autant que la plupart de ces pièces affichent une durée de vie supérieure aux turbines. Toujours selon Vattenfall, la durée de vie d’une pale dépasserait ainsi les 50 ans.

En se présentant à la Dutch Design Week, le turbinier veut alimenter l’inspiration des designers pour faire émerger de nouveaux usages. Différents secteurs pourraient se révéler particulièrement adaptés à la réutilisation de pièces. Dans le domaine de l’agriculture, les boîtes de vitesses, les mécanismes d’orientation et autres pompes pourraient être réemployés dans le cadre de systèmes d’irrigation. Une vue d’artiste de Vattenfall présente même une pale d’éolienne servant de bras d’arrosage.

Dans le domaine de la mobilité, les générateurs et convertisseurs pourraient être réutilisés comme bornes de recharge tandis que les capots de nacelle pourraient servir de structure extérieure. Enfin, les panneaux composites pourraient avoir une nouvelle vie dans le domaine de la construction, ou en tant qu’élément de mobilier urbain.

Vattenfall n’en est pas à son coup d’essai

Ce n’est pas la première fois que Vattenfall propose une vision différente du simple recyclage, pour valoriser les composants démantelés de ses éoliennes. L’année dernière, le fabricant avait présenté un logement construit à l’intérieur d’une nacelle de V80-2.0. Cette sorte de tiny house rétro futuriste dispose de tout le confort moderne comme une cuisine, une salle de bain, une pompe à chaleur et des panneaux solaires, le tout dans un espace contraint de 10 m de long par 4 m de large.

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Dans la ZAC de La Saulaie, à Oullins-Pierre-Bénite (Rhône), la Métropole de Lyon déploie la plus grande boucle d’eau tempérée de France. Alimenté par la chaleur des eaux usées de la station d’épuration voisine, ce réseau de 2,5 km doit fournir chauffage et froid à plus de 120 000 m² de bâtiments neufs.

Sous la future place Kellermann, au cœur de la ZAC La Saulaie, une centrale énergétique souterraine sera inaugurée. Lorsqu’elle entrera en service, elle utilisera à grande échelle la chaleur des eaux usées pour alimenter tout un quartier. Le projet, confié par la Métropole de Lyon à ENGIE Solutions, s’appuie sur la technologie de cloacothermie, aussi appelée riothermie. Cela consiste à capter les calories présentes dans les effluents avant leur passage dans la station d’épuration de Pierre-Bénite.

Les eaux usées sont en moyenne à 11 ou 12 °C l’hiver et 22 à 23 °C l’été. Un échangeur thermique transfère cette énergie à un fluide circulant dans une boucle d’eau tempérée de 2,4 à 2,5 km, qui dessert ensuite les bâtiments via des pompes à chaleur pour le chauffage et l’eau chaude sanitaire, ainsi que des thermofrigopompes pour la production de froid.

Un projet concret de l’ADEME

C’est un projet d’ampleur : la boucle doit alimenter 128 000 m² de plancher, incluant logements, bureaux et équipements publics issus de la reconversion d’une friche industrielle. Environ 2 000 habitants et 3 500 salariés devraient y être raccordés.

Selon l’ADEME qui soutient financièrement le projet mené par Engie Solutions, la centrale devrait produire chaque année 11 gigawattheures (GWh) dont 8,5 GWh de chaleur et 2,5 GWh de froid. Sur vingt ans, l’Ademe estime qu’il évitera l’émission de 32 000 tonnes de CO₂ par rapport à des solutions individuelles au gaz ou à la climatisation traditionnelle. Le coût global du projet atteint 20 millions d’euros avec une participation de 7,7 millions d’euros de l’agence.

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Si les projets éoliens offshore tendent à s’éloigner des côtes pour gagner en efficacité tout en limitant l’impact visuel, encore faut-il pouvoir les raccorder à la terre ferme. Pour que ce raccordement soit toujours possible d’un point de vue technique et économique, un groupe de recherche explore la piste de la supraconductivité. 

À mesure que les projets éoliens s’éloignent des côtes, leur raccordement électrique devient de plus en plus délicat. De nombreux facteurs viennent altérer ce transport, et engendrent des pertes importantes que les ingénieurs tentent de compenser par des équipements toujours plus complexes et coûteux. C’est dans ce contexte qu’est né le projet SupraMarine. Porté par des références industrielles françaises, il vise à simplifier le transport d’électricité des parcs éoliens offshore grâce à un phénomène quantique : la supraconductivité.

Découverte en 1911, la supraconductivité est un état de la matière qui présente deux caractéristiques principales : une résistance électrique nulle, et une expulsion totale du champ magnétique qui l’entoure. Cet état, qui est l’une des rares manifestations de physique quantique à l’échelle macroscopique, ne se rencontre qu’à une température proche du zéro absolu.

Limiter les pertes, et simplifier les installations

Les premiers parcs éoliens offshore ont été raccordés grâce à des liaisons haute tension en courant alternatif. Mais sur de grandes distances, des phénomènes physiques comme l’effet de peau obligent à surdimensionner la section des câbles. À cette problématique s’ajoute l’effet capacitif, particulièrement présent dans des conditions sous-marines ou souterraines, qui correspond à la génération d’un courant parasite réduisant fortement la puissance utile du câble.

Face à ces fortes contraintes, de plus en plus de parcs sont reliés à la terre ferme grâce à des liaisons HVDC. La technologie du courant continu a l’avantage de ne pas subir les contraintes de l’effet de peau ou de l’effet capacitif. Il en résulte des pertes de 30 à 50 % moins importantes, ainsi que des câbles de section inférieure. Néanmoins, ces câbles ne peuvent être utilisés qu’avec la mise en place de convertisseurs AC/DC à chaque extrémité. Or, ces infrastructures sont très imposantes. À titre d’exemple, alors que la partie haute de la sous-station du parc de Saint-Nazaire pèse 2 500 tonnes (480 MW), la sous-station BorWin 2 pèse 12 000 tonnes pour 800 MW !

Enfin, les équipements nécessaires aux liaisons HVDC sont particulièrement coûteux. La sous-station du parc Centre Manche 1 devrait coûter 2,7 milliards d’euros, alors que celle du parc de Saint-Brieuc avoisine les 260 millions d’euros.

Un premier démonstrateur prévu pour 2028

Refroidir le câble de transport d’électricité jusqu’à une température proche du zéro absolu ferait presque disparaître les pertes d’énergie liées à ces différents phénomènes physiques. En conséquence, il serait ainsi possible d’utiliser des sections de câble beaucoup moins importantes et donc de réaliser des économies colossales.

Pour mener cette expérimentation à bien, le programme SupraMarine bénéficie de 7,3 millions d’euros de subventions, financées par l’État via le France 2030. Pour espérer la mise en service d’un premier démonstrateur dès 2028, les rôles sont déjà bien définis. Centrale Supélec devrait fournir l’appui scientifique ainsi que les plateformes expérimentales, tandis qu’Air Liquide devrait apporter son savoir-faire pour la création d’une usine cryogénique. ITP Interpipe devrait fournir une enveloppe cryostat à double paroi, et Nexans se chargerait de la fabrication des câbles haute tension et courant alternatif. Enfin, RTE a un rôle de supervision afin de permettre la réussite d’une intégration au réseau.

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La faible demande française en électricité est un problème majeur, selon un récent rapport de l’Office parlementaire d’évaluation des choix scientifiques et technologiques (OPECST). L’organisme propose de subventionner l’électrification des usages pour y remédier.

C’est paradoxal dans un pays engagé dans la transition énergétique et qui a pour objectif d’électrifier à tout va. La consommation d’électricité stagne, voire même recule depuis 10 ans. Les rapporteurs de l’OPECST, le sénateur Patrick Chaize (LR) et le député Joël Bruneau (LIOT), considèrent qu’il faut subventionner la demande (chauffage, mobilités, usages industriels) pour assurer la cohérence avec la trajectoire énergétique nationale. À leurs yeux, sans une montée en puissance visible de la consommation, la multiplication des capacités de production nucléaire ou renouvelable risque de déboucher sur des « actifs échoués » avec des investissements non rentabilisés.

Ce sont les data centers, les pompes à chaleur, les véhicules électriques et autres postes de consommation qui permettent de justifier aujourd’hui la construction de nouveaux moyens de production. À l’inverse, une demande atone s’installe avec des périodes fréquentes de prix négatifs sur le marché de l’électricité quand le solaire ou l’éolien produisent à plein régime.

Cette situation pose la double question de la rentabilité des nouvelles installations et de l’utilisation optimale des capacités existantes. Les auteurs soulignent également le coût potentiel pour le contribuable : en contrats pour différence comme soutien, l’État doit indemniser une production non consommée ou à bas prix.

La modulation nucléaire a ses limites selon l’OPECST

L’OPECST parle, dans son rapport, également de la modulation du nucléaire. L’Office parlementaire rappelle que lors des périodes de forte production renouvelable, le nucléaire ne peut pas être massivement réduit (ils considèrent qu’un plancher d’environ 20 GW demeure nécessaire), ce qui limite la marge de manœuvre pour absorber l’intermittence avec les excès d’offre. Les rapporteurs évoquent même un risque de « vieillissement accru » des installations si l’on multiplie les cycles de modulation pour suivre les fluctuations renouvelables.

Face à cette demande atone et à la profonde modulation du nucléaire, le rapport de l’OPECST formule neuf recommandations. Parmi elles, accélérer l’électrification des usages, accélérer le déploiement de capacités de stockage (notamment via des STEP) et envisager que les producteurs d’électricité non pilotables (solaire, éolien) contribuent davantage à l’équilibrage du réseau. Ce sera déjà le cas pour ces derniers qui devront participer au mécanisme d’ajustement à la baisse.

Les rapporteurs suggèrent également d’instaurer un débat annuel au Parlement (ce que la loi énergie-climat de 2019 prévoit normalement tous les cinq ans) pour réévaluer la trajectoire énergétique suivant l’évolution de la consommation, des technologies et du contexte géopolitique.

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La sixième période des Certificats d’économies d’énergie (CEE) entrera en vigueur au 1ᵉʳ janvier. Mais le dispositif ne fait pas l’unanimité, notamment du côté des pétroliers et de certains partis politiques. Ils accusent une hausse des prix du carburant, le gouvernement dénonçant quant à lui une campagne mensongère.

Relativement méconnus du grand public, les Certificats d’économies d’énergie obligent depuis 2005 les fournisseurs d’énergie et de carburant à financer des actions de réduction de consommation : isolation, rénovation d’éclairage, raccordement à des réseaux de chaleur, aides à la mobilité électrique… Un décret publié début novembre a mis le feu aux poudres : les obligations augmenteront de 27 % pour la période 2026-2030. L’enveloppe atteindra plus de 8 milliards d’euros l’an prochain, contre 6 milliards en 2025 pour accompagner la hausse des demandes d’aides à la rénovation et l’électrification.

Le secteur pétrolier, obligé des CEE, a bien sûr réagi. Son angle d’attaque du gouvernement : l’Union française des industries pétrolières explique que la nouvelle obligation ferait grimper les prix à la pompe de 4 à 6 centimes dès janvier. Le PDG de TotalEnergies, Patrick Pouyanné, évoquait déjà en novembre 4 à 5 centimes supplémentaires dans un an ou deux. Le dispositif n’est pourtant ni une taxe ni un impôt, rappelle le gouvernement, mais son coût peut être répercuté par les fournisseurs d’énergie, comme l’a relevé Le Monde.

Dans la continuité des pétroliers, le Rassemblement national. Jordan Bardella a dénoncé une « agression fiscale » alors que les prix de l’énergie restent élevés.

Des accusations mensongères sur fond de mauvaise foi

Roland Lescure, ministre de l’Économie, a répliqué en accusant le RN de relayer les arguments de l’industrie pétrolière. Le ministère de la Transition écologique a publié un communiqué affirmant que la hausse à la pompe résulte d’« un choix des compagnies pétrolières », mais l’a retiré dès le lendemain, expliquant qu’il s’agissait d’un argumentaire interne diffusé par erreur.

Selon les informations de Contexte, la tension est montée d’un cran au sein de l’exécutif : plusieurs sources gouvernementales soupçonnent une coordination entre pétroliers et RN, affirmant disposer de preuves de collusion. Le gouvernement estime que les pétroliers cherchent surtout à « reprendre la main sur le narratif », alors qu’ils sont en retard sur leurs obligations pour la période actuelle.

Dans le secteur, certains expliquent que la forte activité de rachat de certificats en fin d’année fait mécaniquement monter leur prix, ce qui pourrait accentuer le coût de la future période. Plusieurs fédérations d’obligés alertent depuis longtemps sur le manque de liquidité du marché et sur les difficultés de pilotage du dispositif, notamment pour les certificats dédiés aux ménages en situation de précarité énergétique.

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L’éolien et le solaire, entre autres énergies renouvelables, bénéficient de financements publics colossaux en France. Mais est-ce une bonne opération pour le pays ? C’est la question à laquelle tenteront de répondre deux pointures de l’énergie, mandatées par le gouvernement afin de réaliser un audit.

Il y a de quoi être surpris. Le gouvernement a confié l’audit du soutien aux énergies renouvelables à Jean-Bernard Lévy, ancien PDG d’EDF. Certains, comme le Syndicat des énergies renouvelables (SER), y voient une provocation, rappelant le chantier de l’EPR de Flamanville conduit en partie sous sa direction. Aux côtés de Thierry Tuot, haut fonctionnaire et ancien directeur général de la Commission de régulation de l’énergie (CRE), ils devront analyser le financement public des filières renouvelables électriques.

La mission confiée à ces deux personnalités de l’énergie durera trois mois. Elle vise à rendre les aides plus efficaces et soutenables selon les exigences du gouvernement. Les deux experts devront passer au crible les contrats garantissant un prix fixe aux producteurs de solaire et d’éolien, évaluer leur impact financier sur l’État et leur compatibilité avec le fonctionnement du réseau électrique. La mission comprend aussi l’étude du stockage d’électricité et des pistes pour améliorer la flexibilité du système. Matignon précise que le nucléaire est exclu du périmètre, ses mécanismes de financement étant différents et des travaux étant menés « en parallèle ».

La PPE sera-t-elle publiée après cette mission ?

Ce rapport est commandé dans un contexte politique marqué par le retard de la Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE). Prévue depuis plus de deux ans, elle devrait être publiée « en décembre ou début janvier » selon Matignon. Sa date de publication est sans cesse repoussée alors que ce décret fixe les objectifs énergétiques français. La mission Lévy-Tuot n’influe pas sur ce calendrier, insiste Matignon, mais ses conclusions pourraient provoquer des ajustements réglementaires, législatifs, voire des discussions avec la Commission européenne qui encadre les aides d’État.

Les positions passées des deux experts sont intéressantes et Contexte s’y est plongé. Fin novembre, lors d’un colloque du Conseil d’État, Jean-Bernard Lévy prononçait ces mots : les énergies renouvelables « nous imposent de mesurer et compenser les coûts induits sur le système électrique par leur intermittence. Il faut travailler en coûts complets et le poids de ces compensations financières amène à des réflexions en France et en Europe ». Il interroge aussi la « compatibilité entre le bénéfice » sur la facture individuelle des Français solarisés « et les subventions » que ces derniers reçoivent.

Thierry Tuot, rapporteur du Grenelle de l’environnement en 2007, avait déjà souligné que l’argent public est limité. Il estimait que le développement des renouvelables doit se faire en fonction du réseau et qu’un mélange de filières est nécessaire pour atteindre les objectifs climatiques. Il mettait en avant le rôle du stockage pour améliorer la rentabilité de l’éolien et du solaire et défendait les mécanismes de marché, jugés plus efficaces que les interventions publiques directes.

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Avoir un trésor décarboné sous ses pieds, c’est bien, mais encore faut-il pouvoir en faire quelque chose. Une équipe de recherche française a mis au point une technologie permettant d’exploiter l’hydrogène naturel piégé dans les tréfonds de la Lorraine. 

Il y a maintenant deux ans, la Française de l’Énergie (FDE) annonçait avoir découvert de l’hydrogène naturel dans les sous-sols lorrains grâce à Regalor, un projet de recherche initialement porté sur l’exploitabilité du gaz de charbon lorrain. Cette découverte laissait alors entrevoir le potentiel du plus grand gisement de dihydrogène naturel au monde.

Néanmoins, la caractérisation de ce gisement et sa potentielle exploitation sont d’une grande complexité. En effet, ce dihydrogène est dissous dans des nappes d’eau souterraines. Pour en savoir plus, un nouveau projet de recherche vient donc d’être lancé sous le nom de Regalor II. Il sera porté par la même équipe de recherche que le précédent, à savoir le laboratoire GéoRessources de l’université de Lorraine et du CNRS. Ce projet vise à comprendre l’origine de ce dihydrogène, à caractériser cette ressource et à définir une méthode d’exploitation. Le projet comporte également des industriels comme Saint-Gobain ou Teréga.

Une technologie semblable au Gore-tex

Pour cela, les équipes du projet pourront s’appuyer sur une technologie mise au point pour le projet Regalor, qui a permis de mesurer les concentrations de gaz dans les eaux souterraines. Cette technologie prend la forme d’une sonde équipée d’une membrane semi-perméable. Un peu à la manière du Gore-Tex, technologie bien connue des amateurs de randonnée, cette membrane laisse passer les gaz tout en restant imperméable à l’eau. Contrairement au Gore-Tex, qui fonctionne à une pression atmosphérique, la membrane développée pour Regalor est efficace par des pressions pouvant atteindre 100 à 200 bars.

Cette sonde devrait, dans un premier temps, permettre de déterminer avec exactitude la taille du gisement. Cette mission s’annonce complexe, car la teneur en hydrogène dans l’eau varie en fonction de la pression. Dans un deuxième temps, cette technologie pourrait servir de base à la mise en place d’une usine d’exploitation capable de valoriser cet hydrogène. D’ailleurs, l’objectif de La Française de l’Énergie est ambitieux : mettre l’hydrogène produit sur le marché dès 2029-2030.

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Le fournisseur d’énergie a lancé début décembre une vaste campagne de rappel de ses boîtiers « Mon Pilotage Elec », qui présentent des risques de surchauffe pouvant provoquer des départs de feu.

Depuis quelques jours, Engie alerte ses clients par courriers électroniques : les thermostats connectés « Mon Pilotage Elec » doivent être déposés d’urgence. Une fiche de rappel a également été émise sur le site gouvernemental Rappel Conso. Ces équipements, destinés à piloter à distance des radiateurs électriques via une application smartphone, peuvent surchauffer et déclencher des incendies, selon les informations révélées par franceinfo le 5 décembre.

« Dans le cadre d’une procédure d’évaluation interne, nous avons détecté que ces boîtiers pouvaient présenter des risques de surchauffe et de départ d’incendie », indique l’énergéticien dans son message aux utilisateurs. Les clients concernés sont invités à prendre rendez-vous avec un technicien qui se chargera de démonter les dispositifs défectueux.

Pas de solution de remplacement

La situation se complique pour les utilisateurs : aucun thermostat de substitution n’est prévu dans l’immédiat. Le prestataire qui fabriquait ces équipements a cessé son activité, laissant les clients sans alternative. Ces boîtiers, commercialisés entre 150 et 250 euros sur le site d’Engie, étaient également proposés gratuitement aux participants du programme d’effacement diffus Tiko. Ce dispositif permettait au fournisseur de réduire la température d’un degré lors des pics de consommation électrique nationale, en échange de l’équipement gratuit.

Engie assure toutefois que les thermostats peuvent continuer à fonctionner jusqu’à leur désinstallation par un professionnel, malgré les risques identifiés.

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Des chercheurs trouvent une nouvelle piste pour revaloriser les déchets nucléaires : les utiliser pour produire de l’hydrogène. Selon leurs travaux, ces déchets pourraient même, dans le meilleur des cas, décupler le rendement des électrolyseurs.

L’hydrogène est souvent présenté comme la solution clé pour stocker l’énergie à grande échelle et décarboner les secteurs les plus difficiles à verdir. Mais ce vecteur n’est pas toujours propre. Sa pertinence écologique dépend étroitement de sa provenance et du procédé utilisé pour le produire. Aujourd’hui, l’électrolyse de l’eau est considérée comme la méthode la plus écologique, à condition qu’elle repose sur de l’électricité décarbonée. Elle reste toutefois coûteuse et très énergivore. Pour rappel, ce procédé consiste à utiliser de l’électricité pour séparer l’eau en deux éléments, l’hydrogène et l’oxygène.

Dans une nouvelle étude, des chercheurs de l’université de Sharjah ont ainsi exploré des solutions afin de réduire ces coûts. Pour cela, ils se sont penchés sur une idée assez surprenante : utiliser des combustibles nucléaires usés. L’idée est d’exploiter la radioactivité naturelle de ces éléments pour obtenir de l’hydrogène. « Cette approche transforme un sous-produit dangereux en une ressource précieuse », se félicitent ces chercheurs. L’enjeu est effectivement de taille : selon eux, le volume mondial de déchets nucléaires dépasse aujourd’hui les 4 millions de mètres cubes.

Décupler le rendement de l’électrolyse grâce aux déchets nucléaires

Dans cette nouvelle étude, les chercheurs ont exploré une technique appelée « électrolyse assistée par rayonnement », qui consiste à combiner la radiolyse et l’électrolyse classique. La radiolyse exploite les rayonnements naturels émis par les déchets nucléaires (alpha, bêta et gamma) pour pré-fragmenter les molécules d’eau. Cette étape ne les casse pas totalement, mais crée plutôt des composés intermédiaires plus réactifs et donc plus faciles à dissocier lors de l’électrolyse. L’ensemble du procédé est conçu sans contact direct entre l’eau et les déchets nucléaires afin d’éliminer tout risque de contamination. Selon les chercheurs, cette combinaison de la radiolyse et de l’électrolyse pourrait multiplier par dix le rendement de la production d’hydrogène.

D’autres méthodes pour revaloriser les déchets nucléaires

En plus de l’électrolyse assistée par rayonnement, les chercheurs ont aussi évalué plusieurs autres pistes pour utiliser les déchets nucléaires dans la production d’hydrogène. Ces solutions se sont toutefois révélées moins avantageuses, mais elles offrent un aperçu des nombreuses possibilités de valorisation.

• Une des approches consiste à extraire l’uranium présent dans le combustible usé pour fabriquer des catalyseurs destinés aux électrolyseurs. Ces catalyseurs, qui accélèrent les réactions chimiques sans être consommés, sont aujourd’hui souvent composés de métaux précieux comme le platine. L’uranium pourrait représenter une alternative bien moins coûteuse, tout en offrant des performances potentiellement similaires.
• Les chercheurs se sont également intéressés à un procédé de production d’hydrogène différent de l’électrolyse : le reformage du méthane à la vapeur. Cette technique utilise généralement un catalyseur à base de nickel, mais celui-ci s’encrasse rapidement à cause des dépôts de carbone, ce qui réduit son efficacité. L’étude suggère donc de remplacer ce catalyseur par un équivalent à base d’uranium, plus résistant à l’encrassement et donc capable d’améliorer la rentabilité du procédé.
• Enfin, les scientifiques ont aussi cherché à utiliser directement la chaleur dégagée par les déchets nucléaires. Cette énergie thermique pourrait servir à préchauffer l’eau ou alimenter certaines étapes des réactions, permettant de réduire la quantité d’énergie externe nécessaire.

Des applications encore largement théoriques

Pour l’heure, ces différentes pistes demeurent théoriques, faute d’expérimentations à grande échelle. Et leur mise en pratique risque de se heurter à des contraintes réglementaires. Les lois encadrant la manipulation, le transport et l’accès aux déchets radioactifs sont extrêmement strictes. Elles empêchent les chercheurs de travailler directement avec ces matériaux, pourtant indispensables pour valider leurs hypothèses.

Faute d’autorisation, les expériences ont dû être menées avec des sources de rayonnement externes, utilisées pour simuler le comportement réel des déchets nucléaires. Une solution de substitution qui, selon les chercheurs, limite la fiabilité des résultats puisqu’elle ne reproduit pas parfaitement les conditions réelles.

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Le plus grand système de stockage d’énergie thermique à base de sable au monde se trouvera de nouveau en Finlande. Polar Night Energy, spécialiste des « batteries au sable », et le fournisseur d’énergie Lahti Energia ont annoncé leur collaboration pour un projet majeur destiné au réseau de chauffage urbain de la ville de Vääksy.

Durant l’été 2025, la Finlande inaugurait déjà le plus grand système de stockage thermique au sable. Une installation de 1 MW de puissance pour 100 MWh de capacité située à Pornainen, qui sera répliquée à bien plus grande échelle. Cette fois, c’est la localité de Vääksy qui bénéficiera de ce système, conçu par la même start-up, Polar Night Energy.

Le site disposera d’une puissance de 2 MW et d’une capacité de stockage de 250 MWh, lui permettant de fonctionner en autonomie pendant 125 heures. Le principe est aussi simple qu’efficace : du sable naturel local, contenu dans un silo de 14 mètres de haut sur 15 mètres de large, sera chauffé par de l’électricité jusqu’à 500 °C. Cette chaleur sera ensuite restituée pour alimenter le réseau de chauffage urbain en fonction des besoins.

Les bénéfices environnementaux annoncés sont importants. Le projet devrait réduire de 60 % les émissions liées à l’utilisation d’énergies fossiles sur le réseau de chauffage de Vääksy, notamment grâce à une diminution de 80 % de la consommation de gaz naturel et de copeaux de bois. Le système sera également dimensionné pour participer aux marchés de réserve et d’équilibrage du réseau électrique national Fingrid. Le chantier sera lancé début 2026 pour une mise en service prévue à l’été 2027.

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La revalorisation des aides et un contexte énergétique favorable ont entraîné un doublement des ventes depuis octobre 2025, faisant de la pompe à chaleur la solution de chauffage la plus rentable et décarbonée pour les particuliers, selon Hello Watt.

Entre 2023 et 2024, les ventes de pompes à chaleur (PAC) avaient plongé. Cette chute avait inquiété certains industriels et installateurs, préférant réduire leur production face à la baisse de la demande. Selon le ministère de la Transition écologique, les ventes avaient baissé de 19 % entre 2024 et 2023. Elles avaient pourtant connu une hausse régulière : + 133 % entre 2016 et 2023. La crise du logement neuf a pesé plus lourd que la norme RE2020.

Une inversion de tendance selon Hello Watt

Mais depuis octobre 2025, la tendance s’est inversée, explique Hello Watt. Le gouvernement a réaffirmé son soutien avec le maintien du budget de MaPrimeRénov’, la mobilisation de financements complémentaires via les Certificats d’économies d’énergie (CEE) et une réflexion sur le développement de PAC fabriquées en Europe. Les ventes ont ainsi rebondi. Pour certains foyers, le montant des CEE a été multiplié par 2,8 pour atteindre jusqu’à 7 600 €.

Les prix de l’électricité renforcent aussi l’attractivité des PAC. L’électricité a vu son tarif réglementé baisser de 15 % en février 2025 avec des offres de marché jusqu’à -20 % sur le kilowattheure. Hello Watt vante les mérites de la PAC. Elle permet, en moyenne, de diviser par trois la consommation d’énergie. Le temps de retour sur investissement se situe entre sept et huit ans et la performance énergétique du logement s’améliore souvent de deux classes sur le DPE.

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Quel meilleur endroit en France que le paradis des surfeurs pour produire de l’électricité grâce aux vagues ? Au large de l’Adour, un nouveau projet houlomoteur se dessine. Si la zone affiche un potentiel intéressant, l’évolution technologique de la production houlomotrice est encore incertaine.  

Quel meilleur endroit que les Landes, pour produire de l’électricité à partir de la houle ? Inspiré par un projet en cours de développement au Pays basque, un partenariat d’innovation étudie actuellement la possibilité d’installer une ferme houlomotrice au large de l’estuaire de l’Adour, dans une zone de 5 km² située à 6 km des côtes. Une campagne de mesures devrait débuter mi-2026 et s’étendre sur 18 mois. Il faut dire que le site profite d’une houle régulière et puissante. La valorisation de l’énergie de cette houle pourrait permettre le fonctionnement d’une ferme de plusieurs dizaines de mégawatts de puissance.

Le projet WavePI, qui est développé à quelques kilomètres plus au sud, au large de Biarritz, veut être le fer de lance français de l’énergie houlomotrice. Plus d’un million d’euros ont déjà été investis dans le développement du projet, et la région a mobilisé une réserve foncière de 5 à 10 hectares sur le port industriel de Bayonne pour implanter la filière et en assurer le support logistique.

Quelle technologie utiliser pour produire de l’électricité d’origine houlomotrice ?

Malgré l’ambition des acteurs locaux d’exploiter l’énergie des vagues, il reste un défi majeur à surmonter : la conception et la fabrication d’une unité de production à la fois fiable et performante. Depuis plusieurs années, les prototypes se multiplient, mais à l’instar des hydroliennes, qui tirent leur énergie du courant marin, les convertisseurs d’énergie des vagues sont soumis à des contraintes extrêmes, ce qui rend leur conception particulièrement difficile.

Parmi les démonstrateurs en cours de développement, Seaturns fait partie des plus avancés. Après plusieurs campagnes d’essais à échelle réduite, la startup vise le déploiement d’un démonstrateur taille réelle en Nouvelle-Aquitaine. Si ces essais en mer se montrent concluants, le houlomoteur pourrait même être industrialisé et commercialisé dès la fin de l’année 2026.

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Le cours du cuivre enfle, et avec lui, les vols de câbles électriques. Si le phénomène n’a pas encore été quantifié, plusieurs opérateurs de bornes de recharge rapides pour véhicules électriques signalent la découpe de leurs câbles depuis quelques mois. En région parisienne, l’un d’eux vient de se faire dérober des câbles, dont le coût de remplacement est ahurissant. L’opérateur nous détaille les conséquences importantes de ce genre de larcin.

La SNCF n’est pas seule à souffrir des vols de câbles électriques à répétition. Depuis la hausse des cours du cuivre, le réseau de bornes de recharge rapide pour véhicules électriques est également touché. « Pour les voleurs, c’est plus simple de s’en prendre aux bornes plutôt qu’au réseau ferré », explique Marc Boitel, le directeur de projet mobilité décarbonée du syndicat des énergies de Seine-et-Marne (SDESM), récemment victime d’un vol de câble.

Les bornes sont très faciles d’accès contrairement aux emprises ferroviaires, et « quand la voiture n’est pas branchée, il n’y a pas de courant qui circule dans les câbles ». Les malfrats ne risquent donc pas de s’électrocuter en s’attaquant aux bornes pour voitures électriques. Un larcin express au moyen d’une simple meuleuse sur batteries ou d’un coupe-câble, dont les conséquences sont importantes pour l’opérateur comme l’utilisateur.

Pour une centaine d’euros de cuivre, 5000 € de réparations

Le SDESM a en effet dû débourser 5 000 euros hors taxes pour remplacer les deux câbles de 5 m chacun sur la borne rapide concernée par le vol, une DBT Milestone achetée 41 000 euros HT. « 5 000 euros pour des câbles qui en valent 100 à la revente, c’est complètement absurde », déplore Marc Boitel. Le tarif de la réparation est exorbitant, le syndicat étant contraint de faire appel à un prestataire mandaté par le fabricant de la borne, qui est toujours sous garantie. « C’est le prix que nous avons constaté sur d’autres réseaux [concernés par des vols, NDLR] », assure-t-il.

Au-delà de la somme avancée pour remettre en service la borne, l’autre conséquence est la durée d’indisponibilité. « Entre le moment où on lance la procédure et le moment où on va remplacer le câble, il faut compter entre 2 semaines et un mois », détaille le responsable, qui estime avoir eu « de la chance car le matériel était en stock ». Autant de jours où l’opérateur ne peut donc pas engranger de revenus liés aux recharges, et où l’usage des véhicules électriques perd en fiabilité, même s’il y a souvent d’autres bornes à proximité.

Le coût des assurances explose

La recrudescence de vols de câbles semble également refroidir les assureurs. Si le syndicat francilien a pu assurer son matériel jusqu’au 31 décembre 2025, il pourrait ne plus l’être par la suite. « Aujourd’hui on n’a pas d’offre à prix valable […] les franchises qui s’appliqueraient en cas de vol ou vandalisme sont égales ou supérieures au coût du remplacement », affirme Marc Boitel. Même s’ils parviennent à souscrire à une offre raisonnable, « si on a une multiplication des vols de câbles, l’assureur peut décider d’arrêter de nous assurer ».

Sur le réseau de recharge rapide du SDESM, une seule borne a été touchée à ce jour. Une recrudescence de tels actes pourrait avoir un autre impact, plus inattendu : « les élus pourraient choisir d’investir dans des bornes 22 kW [plutôt que dans des bornes rapides, NDLR] », explique le cadre. En effet, à l’inverse des bornes de recharge rapides en courant continu, les bornes en courant alternatif 22 kW, bien plus lentes, ne disposent pas de câble attaché. C’est l’utilisateur qui utilise son propre câble lors de la recharge. Elles n’attirent donc pas l’appétit des voleurs de cuivre.

Aucune solution miracle pour éviter les vols à ce jour

Pour s’en prémunir, les opérateurs sont à ce jour très démunis. Il y avait bien une caméra de vidéosurveillance à proximité de la borne du SDESM, mais elle n’a visiblement pas dissuadé les brigands. Utiliser des câbles en aluminium plutôt qu’en cuivre ? « Le cuivre est privilégié car il est plus léger, plus souple à l’usage. Un câble en alu sera plus large, plus lourd et rigide ». Des systèmes antivols ? « Les techniques de protection de câbles sont encore à l’état de prototype aujourd’hui. Quand bien même, il n’y a pas grand-chose qui résiste à une disqueuse », se résigne le directeur.

Le syndicat a signalé le vol à la préfecture de Seine-et-Marne, dans l’espoir de prévenir les récidives. Mais à ce jour, aucun recensement exhaustif des vols de câbles sur les bornes de recharge pour véhicules électriques ne semble exister. Difficile, donc, de mesurer son ampleur réelle. « On fait face à un phénomène dont on n’a pas de réponse », conclut, dépité, Marc Boitel.

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Tokamak Energy, que nous avons récemment évoqué dans nos colonnes pour ses belles images de plasma, enchaîne par ailleurs des records technologiques. Cette fois-ci, c’est un record de champ magnétique au sein d’une configuration très proche de celle d’un réacteur opérationnel.

C’est en 2020 que Tokamak Energy annonce avoir battu un record. La société est en effet parvenue à générer un champ magnétique de 24 Tesla (soit près d’un demi-million de fois l’intensité du champ magnétique terrestre). Mais ce qui fait la spécificité de ce record, c’est qu’il a été obtenu à la température de 20 kelvins (K), c’est-à-dire -253 °C. Et c’est une température considérée comme « élevée » dans ce domaine. Ce champ a en effet été obtenu grâce à un électroaimant constitué d’un oxyde de terres rares, de baryum et de cuivre (abrégé en REBCO, pour rare earth-barium-copper oxide), un matériau dit supraconducteur à haute température (HTS, pour high-temperature superconductor).

Très récemment, le 19 novembre, la société annonce un nouveau record. Le champ magnétique atteint est moindre, à hauteur de 11,8 T, mais ce n’est pas l’intensité du champ magnétique qui est le fait le plus notable de cet essai. Il s’agit en effet de la température, plus élevée : 30 K, soit -243 °C. De plus, l’essai a été réalisé dans le Demo4, un dispositif expérimental très ressemblant, en termes géométriques, d’un réacteur opérationnel. Les caractéristiques exceptionnelles du matériau ont permis d’y faire circuler un courant énorme, de l’ordre de 7 millions d’ampères-tours (l’unité de mesure de la force magnétomotrice) ; c’est deux cents fois ce que pourrait supporter le cuivre.

Viser moins froid pour construire moins cher

Pourquoi ces résultats sont importants pour le développement de la fusion nucléaire ? À deux titres. En premier lieu, l’obtention de champs magnétiques très puissants est nécessaire au fonctionnement d’un tokamak. En effet, de façon à maintenir les réactions de fusion nucléaire, le plasma doit être porté à des températures pouvant dépasser cent millions de degrés. Confiner le plasma au centre de l’enceinte est nécessaire pour ne pas endommager les parois du réacteur, mais aussi pour éviter que le plasma ne se refroidisse à son contact. Ainsi, pour ITER, le champ magnétique atteint lui aussi des valeurs très élevées, à savoir la même valeur de 11,8 T.

Toutefois, le matériau utilisé par Tokamak Energy est supraconducteur à des températures de l’ordre de 20-30 K, plutôt que 4 K (soit -269 °C) pour ITER. Et cela présente un avantage de taille : lorsque la température est plus élevée, les besoins de refroidissement sont moindres. Et cela permet de concevoir des systèmes cryogéniques moins extrêmes, complexes, et énergivores. D’où un réacteur plus compact et moins coûteux – c’est en tout cas le pari de Tokamak Energy.

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Du 1ᵉʳ au 7 décembre 2025, le spécialiste français de la climatisation réversible à poser soi-même Airton lance un Cyber Pack sur son modèle de 2500 W avec une réduction immédiate de 25 %, soit 190 euros. Cette promotion de fin d’année peut être l’occasion de s’équiper à moindre frais.

Établi entre Nice et Monaco depuis une vingtaine d’années, Airton est à ce jour la seule marque de climatiseurs réversibles (pompes à chaleur air/air) proposant des liaisons frigorifiques préchargées installables par des particuliers. Réputée pour ses prix déjà bas, la marque lance de temps à autre des opérations promotionnelles. C’est le cas actuellement, avec l’offre Cyber Monday, valable jusqu’au 7 décembre.

Se chauffer en hiver et climatiser l’été

L’offre Cyber Monday d’Airton se décline autour d’un pack complet comprenant plusieurs éléments nécessaires à l’installation d’un climatiseur réversible et quelques accessoires utiles mais pas indispensables. Le cœur du système repose sur un climatiseur réversible monosplit d’une puissance de 2500 W (seule cette puissance est en promo), adapté aux pièces allant jusqu’à quarante mètres carrés environ. Ce type d’appareil combine les fonctions de rafraîchissement en période estivale et de chauffage durant l’hiver, fonctionnant selon le principe de la pompe à chaleur air-air.

Le pack intègre également la liaison frigorifique ReadyClim de six mètres, qui constitue l’élément de raccordement entre l’unité intérieure murale et le groupe extérieur. Cette liaison préchargée évite toute manipulation de fluide frigorigène lors de l’installation.

Découvrir l'offre sur le site Airton ↗️

Des accessoires inclus dans le pack

Plusieurs accessoires complémentaires sont inclus dans l’offre promotionnelle. Un support de fixation murale très basique permet la pose de l’unité extérieure, tandis que des filtres microbiologiques à placer dans l’unité intérieure améliorent la filtration de l’air. Le pack comporte aussi un produit d’entretien antibactérien destiné à préserver la propreté de l’appareil et de l’air brassé dans votre logement. Il s’agit d’une mousse à pulvériser une fois par an sur l’échangeur de chaleur de l’unité intérieure.

La réduction promotionnelle s’élève à 25 % sur l’ensemble de la configuration, soit une économie de 190 euros par rapport au tarif habituel. Les acquéreurs peuvent également échelonner leur paiement grâce au service Alma, qui propose des règlements fractionnés en deux, trois, quatre ou dix mensualités sans frais.

L’article Ce climatiseur réversible à poser soi-même est bradé à moins de 600 € est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Il y a des moments où l’on prend un pas de recul. Où, entre deux articles sur la mobilité de demain, un reportage sur le vélo électrique ou une analyse sur les enjeux énergétiques, les équipes d’Automobile Propre, Cleanrider et Révolution Énergétique se retrouvent autour d’une même question : et si, pour une fois, on réunissait nos trois communautés autour d’un seul et même événement ?

C’est de cette idée simple, presque évidente, qu’est né notre jeu concours de fin d’année. Un projet imaginé ensemble, comme un pont entre trois univers différents, mais profondément complémentaires. Car, derrière ces trois médias, il y a surtout une seule ambition : vous accompagner, vous informer, et vous donner envie d’avancer vers une mobilité et une énergie plus responsables.

Trois médias, trois identités… et trois cadeaux !

Pour célébrer cette synergie, nous avons imaginé trois lots reflétant la singularité de chacun de nos mondes :

☀️ Un bon cadeau d’un montant de 359€ offert par Beem, leader de la maîtrise de l’énergie à la maison, que vous pourrez utiliser librement pour choisir la solution solaire qui vous ressemble : installation au sol ou au mur à vous de décider.

🧱 Un set Lego voiture hybride, un clin d’œil aux passionnés d’innovation, d’automobile et de technologie.

🚲 Une carte cadeau Alltricks de 200 €, pensée pour celles et ceux qui vivent la mobilité douce au quotidien.

Trois lots, trois façons de regarder l’avenir… mais une seule envie : vous remercier.
Vous, lectrices et lecteurs qui faites vivre nos plateformes, partagez nos contenus, posez vos questions, et contribuez à créer ces communautés toujours plus engagées.

Comment participer ?

1 – Créez (ou connectez-vous à) votre compte sur l’un de nos sites.
2 – Répondez à ce questionnaire via Typeform.
3 – Choisissez le cadeau que vous souhaitez tenter de gagner (au sein du questionnaire Typeform)

Et c’est tout !

Les dates à retenir

🗓️ Du 3 au 15 décembre : participation au concours.
🗓️ Le 16 décembre : annonce des gagnants.
Le règlement du jeu-concours est disponible ici.

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Si elle ne possède pas de centrale nucléaire active, la Norvège considère l’atome comme indispensable pour un avenir décarboné. Le pays compte notamment sur le nucléaire pour décarboner le transport maritime. Voici comment. 

Dans une dynamique de décarbonation des usages à l’échelle mondiale, le secteur maritime reste un défi colossal. Il représente à lui seul 2 à 3 % des émissions de CO₂ dans le monde. De nombreuses pistes sont étudiées pour permettre cette décarbonation : certains misent sur l’ammoniac tandis que d’autres comptent sur la force du vent. Mais comme pour la production d’électricité décarbonée, le nucléaire suscite de plus en plus d’espoir pour atteindre le zéro carbone.

La Norvège fait partie des pays les plus intéressés en la matière. Le pays scandinave a, en effet, lancé le programme NuProShip, qui vise à concevoir un navire civil à propulsion nucléaire dès 2031. Pour cela, le consortium composé d’industriels et de chercheurs a d’abord étudié quelque 99 projets de réacteurs SMR pour envisager leur compatibilité avec la propulsion de navires.

Désormais, la deuxième phase de ce programme, en partie subventionnée par le gouvernement norvégien, devrait permettre le développement de prototypes issus de deux technologies différentes : les réacteurs à sels fondus (MSR) et les réacteurs de type gaz-hélium.

Un combustible nucléaire spécifique

Pour le développement d’un navire nucléaire civil, dont les applications pourraient aller du porte-conteneur de grande taille au brise-glace, en passant par le navire de croisière ou le méthanier, la sécurité est mise au centre des discussions. Ainsi, le programme s’appuie exclusivement sur des technologies fonctionnant avec une faible pression dans le réacteur, et bénéficiant d’une sécurité passive.

Surtout, les deux réacteurs envisagés devraient utiliser le combustible TRISO. Mis au point dans les années 1960, ce dernier est considéré comme l’un des combustibles les plus sûrs au monde. Il se compose de minuscules particules d’uranium enfermées dans des couches protectrices qui servent de première barrière de confinement. Celles-ci permettent ainsi de retenir les produits de fission. Chaque particule mesure environ 1 millimètre d’épaisseur.

Compacité et sécurité

Grâce à cette composition spécifique, le combustible TRISO affiche une très grande tolérance à la chaleur et peut résister à des températures extrêmes, pouvant atteindre les 1600 degrés Celsius. De plus, il améliore la sûreté en confinant les produits de fission et les gaz, ce qui réduit les risques de prolifération en cas d’accident. Il pourrait résister près de 10 000 ans sous l’eau sans fuite.

Outre l’adaptation des technologies de réacteur à une utilisation maritime, le programme va devoir également dessiner les contours de l’arrivée future de navires nucléaires dans les zones portuaires.

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