Aux États-Unis, le déploiement des énergies renouvelables se poursuit à un bon rythme. Mais la politique proénergies fossiles développée par Donald Trump rend les investisseurs de plus en plus frileux. De nombreux projets viennent d’être annulés.

« Drill, baby, drill ! » Cette phrase prononcée le jour même de son investiture résume parfaitement la stratégie énergétique de Donald Trump. Les renouvelables ? Très peu pour lui. Le nouveau président des États-Unis compte essentiellement sur le pétrole et le gaz pour alimenter la croissance de son pays. Et les entreprises du secteur des énergies vertes voient de plus en plus de lois adoptées pour réduire le soutien à leurs activités.

Des projets renouvelables annulés

Résultat, un rapport publié par la plateforme de recherche E2 et le Clean Economy Tracker révèle aujourd’hui que sur les quatre premiers mois de Donald Trump à la Maison-Blanche, environ 14 milliards de dollars d’investissements dans des projets d’énergies propres — au total 21 projets entre janvier et avril contre 15 seulement sur toute l’année 2024 — ont été annulés ou au moins retardés. En parallèle, 10 000 emplois ont été supprimés dans le secteur des renouvelables et des véhicules verts.

Et cela pourrait ne pas s’arrêter là. Car les experts projettent que sur l’année entière, ce ne sont pas moins de 42 milliards de dollars d’investissements qui pourraient être annulés. C’est plus du double de tout ce qui avait été investi dans le pays sur les énergies renouvelables en 2024.

Mais toujours plus d’énergies renouvelables aux États-Unis

Malgré tout, selon l’American Clean Power Association (ACP), les États-Unis sont parvenus à installer 7,4 gigawatts (GW) de capacités solaires, éoliennes et de stockage d’énergie au cours du premier trimestre 2025. C’est un peu moins que le record des premiers mois de l’année 2024 — à savoir 8,1 GW —, mais cela reste encourageant.

C’est le solaire photovoltaïque qui a le mieux tiré son épingle du jeu. Le plus grand projet solaire à entrer en exploitation commerciale depuis ce début 2025 aura été celui de 435 mégawatts (MW) de Dunns Bridge Solar II, dans l’Indiana. C’est aussi lui qui souffre le moins des annulations d’investissements recensés par E2 et le Clean Economy Tracker.

Le stockage, lui, connait un essor considérable avec une capacité en hausse de 65 % sur un an. Les États-Unis disposent ainsi désormais de 30,6 GW/83 GWh — pour gigawattheures — de stockage d’énergie par batterie. Pour 321 GW de capacité d’énergie propre en exploitation. Assez, selon l’ACP, pour alimenter 80 millions de foyers. Mais les experts de E2 et du Clean Economy Tracker notent que le secteur subit quant à lui de plein fouet les baisses des investissements avec, à lui seul, quelque 9 milliards de dollars de perdus depuis début 2025.

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Cette nouvelle technologie de stockage d’énergie réinvente le principe du pompage-turbinage. À la différence des fameux STEP, le système est mis en œuvre non pas entre deux grands réservoirs d’eau de différentes altitudes, mais… au fond des océans. Un concept quelque peu difficile à imaginer, mais dont le potentiel mondial de capacité pourrait dépasser les 800 térawattheures selon les porteurs du projet.

D’ici 2026, un dispositif de stockage d’énergie sous-marin d’un tout nouveau genre devrait voir le jour au large des côtes californiennes. Il s’agit de « StEnSea » (Stored Energy in the Sea), une technologie mise au point par l’institut de recherche allemand Fraunhofer IEE. Son principe repose sur d’immenses boules creuses en béton immergées à plusieurs centaines de mètres de profondeur, et qui contiennent des motopompes sous-marines à l’intérieur. Lors de la phase de décharge, l’eau pénètre dans les sphères, et durant la charge, elle en est expulsée. Explications.

Des batteries sous-marines

Concrètement, chaque boule en béton dispose d’une ouverture à son sommet. Lorsque la demande en électricité augmente, une vanne s’ouvre, permettant à l’eau de s’engouffrer à l’intérieur. En pénétrant dans la cavité, elle actionne une turbine couplée à un générateur, produisant ainsi de l’électricité. La pression environnante est donc ici essentielle, car de celle-ci dépendra en grande partie la performance du système. C’est d’ailleurs pour cela que les chercheurs à l’origine du projet recommandent une installation à des profondeurs allant entre 600 à 800 mètres, où la pression est optimale. En période de surplus d’électricité sur le réseau, l’énergie excédentaire est utilisée pour pomper l’eau hors de la sphère.

Bientôt un projet pilote

L’équipe de chercheurs a déjà testé une version réduite de cette technologie dans le lac de Constance situé à la frontière entre l’Allemagne, l’Autriche et la Suisse. Suite à la réussite de cette première expérience, ils préparent désormais un projet pilote grandeur nature, cette fois en Californie, au large de Long Beach, près de Los Angeles. Un prototype de 9 mètres de diamètre, pesant 400 tonnes, sera immergé dans les fonds marins. La sphère sera fabriquée via impression 3D de béton par une startup américaine spécialisée en la matière, Sperra. La capacité de stockage prévue est de 400 kilowattheures, soit l’équivalent de la consommation d’un foyer américain typique pendant environ deux semaines. Le projet est soutenu par le ministère fédéral allemand de l’Économie et de l’Action climatique, ainsi que par le ministère américain de l’Énergie. Sa mise en service est prévue d’ici la fin de l’année 2026.

Vers une plus grande version pour rivaliser avec les STEP

Ce projet pilote permettra d’évaluer l’ensemble des étapes du projet, allant de la construction jusqu’à l’exploitation. L’un des principaux objectifs est de déterminer si le concept peut être étendu à un plus grand format, notamment à des sphères d’un diamètre de 30 mètres. En effet, outre la pression exercée par l’eau, le volume de la sphère influence également la performance de la technologie.

À terme, l’équipe envisage de déployer cette technologie à l’échelle mondiale pour concurrencer les STEP. Ces dernières, malgré leur rendement élevé, sont principalement limitées par les contraintes géographiques. Le projet StEnSea, en revanche, peut être mis en place dans de nombreuses zones du monde, et bénéficierait même d’un potentiel de stockage estimé à 817 TWh selon les chercheurs.

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D’ici 2 ans, la mise en service d’une centrale biomasse de 120 MW devrait permettre à la Guyane de réduire considérablement ses besoins en énergie fossile. Néanmoins, le choix de la biomasse liquide pose question quant au réel impact environnemental de la nouvelle centrale. 

C’est une étape importante pour la future centrale biomasse de Larivot. Les premiers moteurs viennent d’être livrés et sont en cours d’installation. Au total, les 7 unités fabriquées en Finlande, devront permettre à la centrale d’atteindre une puissance électrique de 120 MW. Depuis la reprise du chantier en 2023, après deux ans d’arrêt pour cause de déboires judiciaires, les travaux vont bon train. Si tout se passe comme prévu, les premiers essais devraient avoir lieu au deuxième semestre 2026 pour une mise en service en 2027. Cette mise en service devrait permettre la mise à l’arrêt de la centrale au fioul Degrad-de-Cannes, mise en service en 1981.

Avec cette nouvelle centrale, EDF espère réduire fortement la part des énergies fossiles dans un mix électrique guyanais déjà dominé par l’hydroélectricité. À titre d’exemple, le barrage de Petit-Saut produit annuellement environ 560 GWh grâce à quatre turbines Kaplan.

Le paradoxe de la biomasse

Si, sur le papier, la future mise en service de la centrale biomasse de Larivot est une bonne nouvelle, la nature du combustible utilisé pose question, et illustre la difficulté de décarboner les Zones non interconnectées (ZNI). En effet, la nouvelle centrale devrait être alimentée à partir de biomasse liquide composée de 90 % d’huile végétale et 10 % de méthanol. D’une puissance similaire à la future centrale corse du Ricanto, elle devrait ainsi nécessiter de l’ordre de 200 000 tonnes de colza par an, une plante difficile à cultiver en Guyane. Son approvisionnement devrait donc vraisemblablement venir d’Europe ou du Canada. On retrouve, d’ailleurs, ce même problème sur l’île de la Réunion.

Par ailleurs, on peut s’interroger sur l’envoi de Colza vers la Guyane pour alimenter la centrale de Larivot, tandis que la centrale de Gardanne, située dans le sud de la France, pourrait être alimentée par des plaquettes forestières en provenance du Brésil.

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La Suisse se lance dans la construction d’une batterie pas comme les autres. Au cœur de celle-ci, pas d’eau transférée d’un barrage à un autre ni de lithium, mais des électrolytes liquides. Une solution pleine de promesse, mais encore peu répandue. 

Les engins de chantier commencent à s’activer du côté de Laufenburg, au nord de la Suisse. La petite ville, située à la frontière allemande, s’apprête, en effet, à accueillir une immense batterie d’une puissance de 800 MW pour une capacité de stockage de 1600 MWh. Cette batterie, située en plein cœur du réseau électrique européen, accompagne la construction d’un des plus grands data center du Vieux Continent, dont la capacité avoisinera les 14 000 racks. Cette association devrait notamment permettre au centre de données de maximiser le recours aux énergies renouvelables pour son alimentation.

Outre sa puissance et sa capacité de stockage très élevée, la batterie, dont la mise en service est prévue pour 2028, a une particularité : elle n’utilisera pas de lithium, mais fonctionnera grâce à la technologie à flux redox.

La technologie à flux redox promise à un grand avenir

Malgré un excellent rendement, les technologies de stockage reposant sur le lithium ont de nombreux inconvénients qui les rendent peu propices à un développement à grande échelle. On peut citer leur coût très élevé, leur faible durée de vie, ou encore leur caractère explosif en cas d’incident. À l’inverse, la technologie à flux redox se montre très prometteuse. Reposant sur l’utilisation d’électrolytes liquides, elle dispose de nombreux avantages, comme le fait de n’être ininflammable et non explosive, contrairement aux BESS à technologies au lithium. Si les incidents avec les BESS sont rares, leurs conséquences sont souvent importantes.

D’autre part, les batteries à flux redox ne nécessitent pas de matériaux critiques comme le lithium ou le cobalt. Enfin, ces batteries présentent une durée de vie bien plus longue que les BESS. Pour l’heure, la plus grande batterie à flux redox a été mise en service en octobre 2022 en Chine. La Dalian Flow Battery Energy Storage Peak Shaving Power Station, affiche une puissance de 100 MW pour 400 MWh de capacité de stockage.

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Mise sous les projecteurs suite au blackout du 28 avril en Espagne, la technique de l’îlotage d’un réacteur nucléaire consiste à l’isoler du réseau sans l’arrêter, afin d’éviter un long et complexe redémarrage. On connaît désormais le bruit généré par la turbine à vapeur d’un réacteur lors de la brutale réduction de puissance.

Les bruits de machines, certains s’en délectent. C’est notre cas, surtout lorsqu’il s’agit de puissants générateurs électriques ou des turbines qui les entraînent. Nous nous demandions quel bruit pouvait être entendu dans la salle des machines d’un réacteur nucléaire lors d’un îlotage. L’opération, réalisée dans certains réacteurs lors d’une défaillance du réseau électrique, permet de relancer la production rapidement au rétablissement de la ligne. Il évite un arrêt complet du réacteur et la fastidieuse procédure de redémarrage qui en suit. Procéder à un îlotage est rare, et n’est pas toujours réussi.

À l’occasion d’un test réalisé sur le réacteur n°1 de la centrale nucléaire de Gravelines (Nord), Maxime Wlodarczak, un chef d’équipe de conduite d’EDF, a enregistré le son produit par la turbine à vapeur durant l’îlotage. L’audio, publié sur Linkedin, révèle une brutale baisse de la puissance, de 100 % à 30 % selon son auteur. Une opération délicate pour la turbine, qui décélère en quelques secondes, passant de 945 MW à 300 MW. L’îlotage « ne permet pas d’éviter un blackout mais en limite fortement les conséquences en rendant possible un retour du courant dans des délais courts » explique l’auteur.

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Disponible depuis dix ans aux États-Unis et dans quelques pays d’Europe, la batterie domestique de Tesla n’est toujours pas commercialisée en France. Il semble toutefois que Tesla s’apprête à lancer le produit dans l’hexagone, la marque ayant lancé un appel à rejoindre son réseau de professionnels installateurs.

« Rejoignez notre réseau d’installateurs certifiés en France ». Le message est particulièrement court, mais laisse entrevoir l’arrivée du Powerwall chez nous, après une décennie d’attente. Sur ses réseaux sociaux, la branche énergie de Tesla a lancé un appel à candidatures destiné aux professionnels, afin de déployer ses produits dans l’hexagone. Le lien intégré au post renvoie vers un formulaire où les entreprises peuvent renseigner leurs coordonnées afin de « devenir installateur ou sous-traitant certifié ». Il leur est demandé de préciser leur intérêt pour les par les produits « recharges » ou « recharge et Powerwall », une nouveauté.

Si les bornes de recharge Tesla pour véhicules électriques sont déjà commercialisées en France, ce n’est pas le cas du Powerwall, qui est pourtant disponible dans d’autres pays d’Europe. La marque américaine semble donc vouloir s’appuyer sur un réseau de commerçants et installateurs approuvés afin de lancer sa batterie domestique. À cette heure, il n’est toujours pas possible d’acheter ou demander un devis pour un Powerwall sur le site français de Tesla, à l’inverse de nos voisins espagnols, italiens ou allemands, ou le système de stockage est vendu autour de 7 000 euros.

Un tarif compétitif

Pour rappel, le Powerwall de Tesla est une batterie stationnaire destinée aux particuliers et petits professionnels. La dernière version (Powerwall V3) permet de stocker 13,5 kWh d’électricité, et peut être associée à d’autres unités pour augmenter la capacité. Elle peut délivrer jusqu’à 11,5 kW de puissance en continu, ce qui convient à une grande majorité de logements. La batterie est particulièrement intéressante pour les logements équipés de panneaux solaires, qui pourront y stocker leur production excédentaire, mais elle est aussi adaptée à tout consommateur voulant s’assurer d’une autonomie électrique en cas de coupure.

Son prix est d’ailleurs compétitif (si l’on se base sur le prix pratiqué en Italie), puisque son tarif au kilowattheure s’élève à 481 euros. C’est un peu moins que des produits concurrents comme l’Ecoflow Stream (533 euros/kWh), ou le Zendure Solarflow Hyper 2000 (436 €/kWh).

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Est-ce une page qui se tourne, ou le début d’un feuilleton entre EDF et le gouvernement au sujet de la centrale de Cordemais ? Alors que les députés et sénateurs du département souhaitent un maintien de la production ou du stockage d’électricité, EDF préfère se débarrasser du site pour laisser la place à Framatome.

EDF vient d’annoncer la fermeture définitive de ses deux dernières unités de production d’électricité le 31 mars 2027. Rappelant que les conditions technico-économiques de réalisation du projet Écocombust 2 ne sont pas réunies, EDF a annoncé que les études visant à transformer le site en usine de tuyauterie nucléaire ont commencé. Le site devrait ouvrir d’ici la fin 2028.

L’annonce n’a pas manqué de faire réagir les députés et sénateurs de Loire-Atlantique, et pour cause. Lorsque EDF a annoncé mettre un terme au projet de production d’énergie par biomasse, et le remplacer par une usine de production de tuyaux, les sénateurs du département ont fait voter un amendement contraignant EDF à proposer des plans de conversion systématiques des centrales à charbon. L’objectif : profiter des avantages de chaque site, notamment en matière d’infrastructure électrique, pour produire ou stocker des énergies renouvelables.

Une contre-expertise demandée

En réponse au communiqué de presse de l’électricien français concernant la fermeture du site, les parlementaires ont donc, par courrier commun, appelé le gouvernement à déjuger EF sur la méthode, ainsi que sur le fond du dossier. Ils demandent une remise à plat du dossier et une contre-expertise des arguments avancés par EDF, tant sur le plan financier qu’énergétique.

Il faut dire que le rôle de Cordemais est très important dans la stabilité du réseau électrique du Grand Ouest. Si la possibilité d’y installer un SMR avait été évoquée, le site pourrait également être transformé en batterie stationnaire pour maintenir son rôle dans l’équilibre du réseau.

Pour l’heure, il semblerait que le site devienne une usine de production de tuyauteries destinées aux futurs EPR2 par Framatome. Si le projet se concrétise, la mise en service du site devrait avoir lieu à la fin de l’année 2028, et permettre à 200 des 350 salariés de rester sur place.

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C’est comme chercher une aiguille dans une botte de foin : une mission française s’est lancé le défi de cartographier les centaines de milliers de barils de déchets radioactifs qui ont été immergés au niveau de la plaine abyssale de l’océan Atlantique nord-est. Cette mission permettra de connaître l’impact de cette pratique désormais révolue sur la biodiversité.

Sur le port de Brest, les préparatifs vont bon train autour du Pourquoi pas ?, navire amiral de la flotte océanique française. Le navire d’exploration devrait prendre la mer le 15 juin prochain, direction le golfe de Gascogne, afin d’y cartographier les quelque 200 000 fûts métalliques immergés par des pays européens entre les années 1960 et 1990 pour se débarrasser de déchets radioactifs.

Ce n’est pas la première fois qu’une telle mission est menée. En 1984, le CEA et l’Ifremer avaient déjà effectué une campagne photographique d’un site d’immersion à 4 500 mètres de profondeur. Six conteneurs métalliques avaient été photographiés par un sous-marin autonome. S’ils étaient intacts, ils présentaient des signes de corrosion.

Cette fois, c’est l’engin sous-marin autonome UlyX qui se chargera de cette mission. Capable de réaliser des acquisitions de données multiparamétriques jusqu’à 6 000 mètres de profondeur, il aura pour mission de cartographier et de photographier les fûts. Il devrait également permettre d’identifier des zones propices à la réalisation d’échantillonnage d’eau, de sédiments et de faune. Ces échantillonnages seront l’objet de la seconde campagne du projet NOSSDUM. L’extraction des fûts n’est pas envisagée, mais la mission permettra de déterminer l’impact de ces derniers sur les écosystèmes sous-marins et d’en savoir plus sur l’état des fûts et les radiations associées.

Immersion des déchets radioactifs : une pratique autrefois commune

Entre 1946 et 1993, l’immersion des déchets radioactifs au fond de l’océan a été l’un des premiers moyens utilisés pour gérer ces effets. Au total, durant cette période, on compte plus de 80 sites d’immersion répartis dans les océans Pacifique, Atlantique et Arctique. De manière générale, ces déchets étaient scellés dans des fûts métalliques à l’aide de bitume et de ciment, avant d’être immergés à plus de 4 000 mètres de profondeur.

De son côté, la France a participé à deux campagnes d’immersion dans le nord-est de l’océan Atlantique en 1967 et 1969 pour un total de 14 200 tonnes de déchets, principalement issus du site nucléaire de Marcoule. À proximité des côtes de la Polynésie française, 3 200 tonnes de déchets radioactifs, issus des essais nucléaires, ont également été immergés. À partir de 1969, la France a décidé de stocker ses déchets radioactifs sur le site de la Hague.

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Les projets de centrale solaire dans l’espace se multiplient, aux USA, en Chine, même l’Europe développe son propre concept. Mais le Japon semble avoir une belle longueur d’avance. Ce pays projette en effet de mettre en orbite son démonstrateur… cette année même.

Ce sera un petit satellite de 180 kg, ce qui le classe dans la catégorie des minisatellites. Il orbitera à 400 km d’altitude. Il sera doté d’un panneau photovoltaïque de 2 m², et il pourra transmettre environ 1 kW de puissance, sous la forme de micro-ondes, jusqu’à une station réceptrice au sol. Ce satellite est construit dans le cadre du projet japonais Ohisama (qui signifie « soleil » en japonais) et il sera lancé en orbite en 2025.

Il s’agit d’une centrale solaire orbitale (CSO), un concept qui vu le jour en 1968 avec Peter Glaser, ingénieur de la société de conseil Arthur D. Little. Ce concept est resté à l’état de veille toutefois, car les coûts de lancement étaient auparavant rédhibitoires. Récemment, du fait de perspectives de baisses drastiques des coûts de lancement, l’idée renaît de ses cendres. Son principe : placer les centrales solaires dans l’espace, et transmettre l’énergie par un rayonnement électromagnétique jusqu’au sol. Son intérêt : placés dans l’espace, notamment en orbite géostationnaire, les panneaux seraient plus efficaces, et ne seraient plus soumis au rythme du jour et des nuits et aux aléas météorologiques.

L’aboutissement d’un programme au long cours

Les CSO sont étudiées depuis un moment déjà par les institutions japonaises. Dans ce pays, les études ont commencé en 1993, et les activités concrètes de développement en 2000, grâce au financement du ministère de l’Économie, du Commerce et de l’Industrie (METI). S’ensuivent, pendant deux décennies, des prototypes de briques technologiques, et ce, jusqu’à la construction de ce premier démonstrateur complet.

Ce projet japonais ne sera pas le premier à transmettre de l’énergie depuis l’espace. Ce record a effectivement déjà été établi par une équipe de Clatech le premier juin 2023. La puissance transmise par le satellite japonais devrait être toutefois significativement supérieur.

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Le programme de relance du nucléaire suit son chemin. Dans le sillage de Penly, dont les travaux préliminaires ont déjà commencé, la centrale de Gravelines va pouvoir se préparer au démarrage des travaux pour recevoir 2 des 6 EPR2 prévus. 

Si la mise en service de deux EPR2 à la centrale nucléaire de Gravelines est encore lointaine, le projet vient de franchir une étape importante. EDF vient, en effet, de confirmer la poursuite du projet EPR2 suite au débat public qui s’est tendu entre le 17 septembre 2024 et le 17 janvier 2025. Ce débat public était l’occasion, pour la population locale, de donner son avis sur la possible construction de nouveaux réacteurs nucléaires sur le site de Gravelines, et de remonter leurs éventuelles inquiétudes par rapport à ce projet.

Gravelines, un choix stratégique

Du point de vue d’EDF, le site nucléaire de Gravelines est idéal pour la construction de deux EPR2. On y trouve, en effet, une surface foncière suffisante, ainsi que la mer pour refroidir les réacteurs. Dans les faits, la production des deux réacteurs nouvelle génération pourrait couvrir 40 % des besoins électriques de Hauts-de-France en 2022. Surtout, la consommation énergétique locale devrait doubler d’ici 2040, du fait de l’implantation de nouveaux acteurs industriels.

Si tout va bien, les travaux devraient démarrer l’année prochaine, pour une mise en service espérée en 2038 ou 2039. Le coût total du chantier est estimé à 17 milliards d’euros.

EDF s’engage pour un projet socialement et environnementalement responsable

Suite au débat public, EDF a donc lancé le dépôt des demandes d’autorisation administrative nécessaires à la réalisation du projet, et a demandé le raccordement des deux réacteurs au réseau auprès de RTE. En parallèle, l’électricien français a pris un certain nombre d’engagements pour assurer « un projet socialement et environnementalement responsable » au bénéfice des habitants proches de la centrale. Parmi ces engagements, EDF a indiqué prioriser l’emploi local, et réduire les nuisances liées aux flux routiers engendrés par les travaux.

D’un point de vue environnemental, EDF a indiqué prêter une attention particulière à sa consommation d’eau douce sur le projet, et à une gestion responsable des déchets, notamment grâce au principe de l’économie circulaire.

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Qu’est-ce que l’électricité ? Nous pourrions répondre : un déplacement d’ensemble d’électrons, formant un courant dans un conducteur, par exemple, un métal. Une réponse simple en apparence. Toutefois, dès lors que l’on cherche à aller plus profondément dans la matière, la réalité est bien plus complexe et bien plus surprenante.

C’est en 1956 que Lev Landau, un chercheur russe, propose une description à l’échelle microscopique de la circulation de l’électricité dans un métal. Il s’agit du modèle dit du « fluide de Fermi » dans lequel les électrons se déplacent par « paquets », appelés « quasiparticules », et ce en dépit de leur répulsion naturelle induite par leur signe égal de charge électrique – négatif, en l’occurrence. Ce modèle a donné des résultats très satisfaisants, et tenu pendant près de soixante ans, permettant d’expliquer les propriétés du courant électrique dans un métal.

Vous avez dit « métaux étranges ? »

Mais viennent alors des matériaux tout à fait particuliers, tellement particuliers qu’ils ont été baptisés « métaux étranges » (strange metals en anglais). Dans ces métaux, le modèle du fluide de Fermi ne s’applique pas, et cela conduit à des propriétés particulières vis-à-vis de la circulation électrique. En particulier, dans ces métaux, la résistance électrique à basse température augmente de manière linéaire ; dans les métaux plus classiques, cette dernière augmente quadratiquement – c’est-à-dire que la résistance quadruple quand la température double. Cette propriété macroscopique révèle l’existence, très probable, d’interactions particulières au niveau microscopique entre les électrons.

Pour expliquer de tels comportements particuliers, il faut faire appel à de nouvelles théories, ou à une extension des théories existantes. Et étudier très précisément ces matériaux. C’est ce à quoi se sont attelés Liyan Chen, de l’université Rice au Texas, ainsi que ses autres co-auteurs ; leurs travaux ont été rapportés dans un article intitulé Shot noise in a strange metal, publié en 2023 dans Science (accessible en source ouverte).

Pas de porteurs de charge individuels

Les chercheurs ont analysé un alliage de formule générale YbRh₂Si₂, c’est-à-dire composé d’Ytterbium, de Rhénium et de Silicium. Cet alliage fait partie de cette étonnante famille des métaux étranges. Pour l’étudier, ils ont construit un dispositif expérimental constitué de nanofils de 30 µm de longueur de cet alliage, et utilisé la technique dite du « bruit de coupure » (ou « bruit de grenaille », shot noise en anglais). Il s’agit d’une technique sophistiquée qui permet d’étudier le comportement collectif des électrons, et notamment la façon dont ils se distribuent par paquets.

Et là, surprise ! Ils se sont aperçus qu’ils ne pouvaient discerner des porteurs de charge individuels dans le courant électrique. C’était comme si le courant était porté par un fluide continu, non subdivisé en particules. Comme l’ont décrit les chercheurs, dans le communiqué de presse du US Department of Energy de mars 2025 : « C’est comme si les électrons perdaient leur identité et se fondaient dans une soupe quantique ».

Une nouvelle voie vers les supraconducteurs à haute température ?

L’électricité n’aurait donc pas besoin d’électrons, de particules « discrètes » (discontinues) pour circuler ? C’est une hypothèse pour le moins audacieuse, et qui, on s’en doute, est susceptible de faire couler beaucoup d’encre dans les années à venir. Car la question est d’importance. Elle peut permettre, en effet, de développer de nouvelles théories de l’électricité, lesquelles seraient cruciales pour expliquer notamment le comportement de supraconducteurs à haute température. Et ces derniers, véritables Graal de la science moderne, pourraient ouvrir de telles perspectives dans les secteurs de l’énergie, mais aussi dans la plupart des secteurs industriels et scientifiques de pointe que, nécessairement, toute découverte à ce sujet ne peut qu’attirer l’attention.

Cette découverte propose donc une hypothèse audacieuse : l’électricité pourrait être transportée, dans certains cas, par autre chose que des électrons (ou autres porteurs de charge discrets), qui pourrait être un fluide quantique continu (un « soupe quantique », pour reprendre les termes des auteurs). Il n’est pas dit que cette hypothèse survive aux années à venir. Elle méritera toutefois d’être suivie très attentivement, car ses retombées pourraient être pour le moins révolutionnaires.

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Dans l’espoir de limiter le réchauffement climatique, le monde investit massivement dans les énergies renouvelables. L’idée : se passer, à terme, de combustibles fossiles. Mais les choses pourraient ne pas être aussi simples que cela.

Remplacer les énergies fossiles par des énergies renouvelables. Ou en tout cas, bas-carbone. C’est l’idée de la transition énergétique en cours. Mais pour certains, de transition, il ne peut y avoir dans un contexte de consommation toujours plus importante. Et des chercheurs de l’université d’État de Pennsylvanie (États-Unis) le confirment aujourd’hui. Au moins pour ce qui est de leur pays, le déploiement d’énergies renouvelables n’aurait jusqu’ici ni réduit ni remplacé la production aux combustibles fossiles.

Aucun lien entre les productions fossiles et renouvelables

Un sociologue a analysé des données enregistrées entre 1997 et 2020 dans 33 États producteurs de combustibles fossiles — aussi bien de charbon que de pétrole ou de gaz — aux États-Unis. Le pays qui, rappelons-le, est le deuxième émetteur de gaz à effet de serre. Le deuxième producteur d’énergie au monde, également. Les données exploitées portent aussi bien sur la production de charbon que de pétrole ou de gaz fossile d’une part que sur la production de biocarburants et d’énergie géothermique, hydroélectrique, solaire — thermique ou photovoltaïque —, éolienne et produite à partir de bois ou de déchets. Les chiffres injectés dans trois modélisations différentes ne révèlent aucune association entre la production d’énergie renouvelable et les combustibles fossiles. Et finalement, l’écrasante majorité des variations de production du côté fossiles s’explique par d’autres facteurs, propres aux États. Comme la quantité de gisements disponibles.

Besoin de politiques claires pour renforcer le poids des énergies renouvelables

De quoi mettre à mal l’idée qu’investir dans les énergies renouvelables suffira à provoquer naturellement une diminution de la production fossile. Pour le sociologue, des politiques supplémentaires seront nécessaires. Des mesures destinées à limiter directement les énergies fossiles. Des taxes sur le carbone, par exemple. Ou encore des plafonds de production.

Le chercheur de l’université d’État de Pennsylvanie souligne qu’il serait intéressant de procéder à une analyse du même genre dans d’autres pays. Sur une période plus large également. Afin de vérifier que la tendance se confirme. Et de prendre au plus vite, le cas échéant, les mesures qui s’imposent pour sauver notre transition énergétique et notre climat.

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Des dispositifs « non documentés » sont retrouvés depuis plusieurs mois dans des systèmes destinés au réseau électrique des États-Unis, comme des onduleurs solaires. Ils proviendraient de Chine. Une affirmation qui ne peut pas passer inaperçue dans un contexte pour le moins tendu, en matière de sécurité réseau et de tensions géopolitiques.

Le 30 avril, nous relayions dans nos colonnes l’alerte de l’European Solar Manufacturing Council (ESMC) au sujet de cette vulnérabilité. Aujourd’hui, c’est au tour des autorités américaines de s’en inquiéter.

Il s’agit en l’occurrence de dispositifs dits « non documentés », dont des systèmes radio. Ils ont été retrouvés dans des onduleurs de panneaux photovoltaïques, des batteries, des chargeurs de véhicules électriques et des pompes à chaleur. Tous proviendraient de fournisseurs chinois. C’est le résultat d’investigations qui ont été menées ces neuf derniers mois par des experts étasuniens.

Un moyen de guerre à distance ?

L’inquiétude est d’autant plus grande que ces systèmes peuvent être manipulés à distance, et ce, même au travers des systèmes pare-feu. Et, en programmant leur arrêt, notamment en masse, cela pourrait provoquer des dégâts, en déstabilisant brutalement le réseau. Voire provoquer son effondrement, si l’on en croit les propos d’experts interrogés par Reuters : «  Cela signifie en pratique qu’il existe un moyen intégré de détruire physiquement le réseau. »

Ce sujet est donc pris au sérieux, et pose la question de la sûreté de notre système industriel ; car nous vivons dans un contexte où la définition de l’état de guerre est une notion de plus en plus floue. Ces questions sont d’autant plus prégnantes que l’Espagne et le Portugal ont subi, le 28 avril 2025, l’une des pires pannes électriques de leur histoire moderne, illustrant de manière frappante la vulnérabilité de nos sociétés à notre approvisionnement électrique. Rappelons qu’en l’occurrence, l’hypothèse d’une cyberattaque a été rapidement écartée, même si par ailleurs, l’analyse des causes est toujours en cours.

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Un pylône à très haute tension sérieusement amoché et deux postes électriques incendiés. Dans la nuit du 24 au 25 mai, des actes de sabotage ont privé d’électricité près de 200 000 foyers dans le Var et les Alpes-Maritimes. Deux groupes se réclamant « anarchistes » ont revendiqué l’attaque. Mais que dénoncent-ils ?

Le 24 mai au soir, un poste électrique à très haute tension situé à Tanneron dans le Var a été incendié. Puis, le lendemain matin, trois des quatre pieds d’un pylône d’une ligne à 225 kV traversant Villeneuve-Loubet ont été sciés. Si le support s’est incliné sans s’effondrer, ce sabotage a contraint le gestionnaire du réseau de transport d’électricité RTE à couper la ligne. 160 000 foyers ont été privés de courant suite à ces actes de sabotage. Plus tard dans la journée du 25 mai, un transformateur d’Enedis a également été incendié, à Nice cette fois, touchant 45 000 foyers.

Si le lien entre les trois évènements n’a pas encore été confirmé par les autorités, un groupe se décrivant comme un « commande libertaire » composé de « deux bandes d’anarchistes », dit revendiquer le « sabotage contre des installations électriques sur la Côte d’Azur ». Dans un communiqué anonyme publié sur le site Indymedia Nantes, les responsables présumés expliquent avoir visé la cérémonie de remise des prix du festival de Cannes. Sans succès, la soirée ayant pu se dérouler normalement grâce à l’utilisation de groupes électrogènes. Mais le festival n’était pas la seule cible. Selon la publication, l’objectif était aussi de « priver de courant les centres de recherche et les usines de Thales Alenia Space, ses dizaines de sous-traitants, les start-up de la French Tech […], l’aéroport et tous les autres établissements industriels, militaires et technologiques de la zone ».

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Les énergies bas-carbone également visées

Les motivations annoncées sont très variées et s’établissent toutes sur une conception du monde très pessimiste. L’industrie du cinéma est ainsi visée pour des raisons féministes, mais aussi pour ses productions qui souhaiteraient « faire oublier la planète réelle, pourrie d’usines, d’autoroutes, de béton et de mines ». Les industries de Sophia-Antipolis sont simplement touchées pour « leur grande importance militaire ». Le communiqué accuse pêle-mêle diverses activités humaines, des plus élémentaires comme l’éclairage public, les prisons et les télécommunications jusqu’aux plus impactantes comme les « oléoducs et gazoducs ».

Plus surprenant, les énergies bas-carbone sont, elles aussi, visées. Le groupe appelle à couper « les mâts de mesure des éoliennes » et « les câbles des centrales photovoltaïques ». Il s’insurge aussi contre la « relance du nucléaire » et les « lignes de TGV », malgré l’intérêt de ces technologies dans la réduction des émissions de gaz à effet de serre. Le document est une critique globale contre le monde moderne, qui ne propose cependant aucune alternative.

Le sciage de lignes haute tension n’est pas nouveau. Bien que rare, ce mode de sabotage a déjà été utilisé, comme en mai 2025 dans le Loiret ou en 2021 dans les Alpes-de-Haute-Provence.

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Et si l’avenir du stockage d’énergie se trouvait dans la nature ? À petite échelle, cette vision se concrétise de plus en plus. Des chercheurs sont parvenus à mettre au point des batteries de stockage reposant sur le vivant grâce à l’utilisation de bactéries ou de champignons.

Malgré l’avènement des batteries lithium dans la plupart de nos appareils du quotidien, les piles continuent d’être utilisées en masse partout sur la planète. Pratique et bon marché, elles ont pourtant un défaut colossal : elles sont un véritable fléau pour l’environnement. Outre l’énergie nécessaire à leur production, et la difficulté de leur recyclage, elles sont composées de nombreux métaux lourds toxiques, comme le mercure, le plomb ou le cadmium. À titre d’exemple, le mercure d’une seule pile bouton peut polluer un mètre cube de terre pendant 50 ans.

Pour répondre à ces enjeux, de nombreux chercheurs travaillent à la mise au point de batteries biologiques. C’est le cas d’une équipe du laboratoire suisse Empa. Ce dernier est parvenu à concevoir une pile de champignons biodégradable et imprimée en 3D. Permettant de produire l’équivalent le 12,5 microwatt/cm², elle pourrait, à terme, alimenter des capteurs, en particulier dans le secteur de l’agriculture. Les chercheurs ont réussi à alimenter un petit capteur pendant 65 heures, grâce à quatre piles en parallèle. Ici, ce sont des électrodes fongiques qui ont permis de produire cette électricité. Côté anode, on retrouve une levure produisant des électrons tandis que la cathode est colonisée par le tramète pubescent, un champignon. Ce dernier a la particularité de produire une enzyme qui permet de capturer les électrons et les évacuer de la cellule. Cette batterie, de type pile à combustible microbienne, a la particularité d’être entièrement biodégradable.

Dans le même temps, un autre laboratoire, situé en Chine, est parvenu à atteindre une puissance de 8,31 microwatt/cm² grâce à l’activité de bactéries. Cette bio-batterie ouvre de nouvelles voiles dans le domaine médical, notamment en ce qui concerne la stimulation nerveuse.

Une startup française met à contribution du sucre et du papier pour produire de l’électricité

En France, on s’intéresse aussi aux batteries biologiques. Une jeune startup issue du CNRS a mis au point la BeFC, ou Bioenzymatic Fuel Cell. Cette biopile est constituée d’une superposition de feuilles de papier, entre lesquelles on retrouve du sucre et des enzymes. Sa production d’électricité repose sur la réaction d’oxydoréduction qui a lieu entre le dioxygène et le sucre. Normalement très lente, cette réaction est accélérée par une certaine enzyme qui joue le rôle de catalyseur. Pour activer cette pile, rien de plus simple : il suffit de l’humidifier pour permettre de lancer la réaction, et donc la production d’électricité.

Pour l’heure, à l’instar des batteries développées en Suisse ou en Chine, on parle de puissances très faibles, mais suffisantes pour alimenter des capteurs connectés. Ainsi, BeFC espère se développer dans le secteur de la logistique, ainsi qu’autour de l’IoT (Internet of things). La startup, basée à Grenoble, vise la production de 1 million de biopiles par jour d’ici 2026.

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Si vous vous baladez aux abords du Rhône, vous remarquerez peut-être un changement de couleur. Le fleuve risque de troquer son traditionnel bleu pour une teinte bien plus terne, la faute à des sédiments en suspensions. Raison de ce changement : la vidange du barrage de Verbois, situé non loin de Genève.

À quelques kilomètres au sud-ouest du lac Léman, la centrale hydroélectrique de Verbois, et sa retenue de 12 millions de mètres cubes, jouent un rôle très important sur la production électrique du canton de Genève. Ses 4 turbines Kaplan de 25 MW fournissent en moyenne 466 GWh. Mais le site, inauguré en 1944, présente un inconvénient : premier barrage d’envergure du Rhône, il retient chaque année la moitié des quelque 700 000 m³ de sédiments qui sont convoyés par le fleuve.

Outre le fait de limiter les capacités du barrage, cette situation pourrait poser problème en cas de crue, et causer l’inondation du centre-ville de Genève, situé à quelques kilomètres seulement. Pour pallier ce problème, une opération de largage des sédiments a lieu tous les 4 ans. Cette année, 1,5 million de tonnes de sédiments, soit l’équivalent de 600 piscines olympiques, sont actuellement relarguées sur le Rhône.

Une opération complexe, coordonnée par la Suisse et la France

Cette opération est loin d’être une formalité. Puissant fleuve alpin, le Rhône est exploité pour son énergie depuis 1872, avec la mise en service du barrage de Bellegarde, sur les pertes du Rhône. Aujourd’hui, le fleuve est jonché d’une vingtaine de centrales hydroélectriques, dont trois sont situées en Suisse. De ce fait, cette opération de largage des sédiments est d’une grande complexité, et nécessite la coordination de près de 400 personnes en France comme en Suisse.

Cette opération, qui s’étale sur plusieurs jours, nécessite, en premier lieu, l’abaissement du niveau de trois barrages. Tout commence à Génissiat, situé au niveau des pertes du Rhône, puis Chancy-Dougny et enfin Verbois qui perd 12 mètres. L’abaissement de ces trois barrages a pour conséquence d’accélérer la vitesse de l’eau du fleuve, et ainsi d’entraîner naturellement les sédiments vers l’aval. Une fois l’opération terminée, les trois barrages retrouvent leur niveau normal. Durant cette opération, les berges du Rhône sont interdites d’accès, car ces dernières peuvent perdre en stabilité. D’ailleurs, toutes les activités comme la pêche ou la baignade sont également interdites.

Quel impact sur la biodiversité ?

L’opération a un impact direct sur la biodiversité du fait de la hausse du taux de sédiments dans l’eau, ainsi que les modifications de niveau. Pour limiter les effets sur la faune piscicole, le taux de matière en suspension est surveillé, et un seuil limite doit être respecté. Si des zones refuges sont aménagées pour limiter l’impact de l’opération, les Services industriels de Genève (SIG) et la Compagnie Nationale du Rhône (CNR) ne nient pas que celle-ci cause la mort de nombreux poissons.

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Le marché européen du stockage par batteries a atteint un pic en 2024 avec 21,9 GWh installés sur l’année, portant le total à 61,1 GWh. Ce chiffre masque en revanche un net ralentissement : la croissance annuelle est tombée à +15 %, contre +145 % en 2022. Un changement de rythme analysé dans le dernier rapport de SolarPower Europe, qui qualifie 2024 « d’année de transition ».

De bons chiffres, mais qui masquent une croissance en recul : avec 21,9 gigawattheures (GWh) installés l’année dernière, la croissance à trois chiffres a calé : +15 % d’installations mises en service en un an.

Depuis 2021, le segment résidentiel avait porté le marché avec l’explosion des prix de l’énergie. Mais la normalisation des tarifs, devenant moins avantageux (-22 % pour les professionnels, -9 % pour les ménages entre mi-2023 et mi-2024) et le retrait de nombreuses aides publiques, expliquent la croissance bien moins grande. En 2024, les batteries domestiques ont connu une baisse de 11 %, à 10,8 GWh installés. Elles restent toutefois majoritaires, représentant 50 % du marché, contre 64 % en 2023.v

En parallèle, les batteries à grande échelle ont bondi de 79 % pour atteindre 8,8 GWh soit 40 % du marché. Le segment commercial et industriel, lui, affiche une progression plus modeste (+17 %), à 2,2 GWh.

Un marché dominé par cinq pays

Le marché reste concentré : cinq pays (Allemagne, Italie, Royaume-Uni, Autriche, Suède) totalisent 78 % des installations de 2024. L’Allemagne garde la tête avec 6,2 GWh installés, dont près de 80 % en résidentiel, malgré une baisse de 12 % sur ce segment. L’Italie suit de près (6,0 GWh) grâce à une envolée spectaculaire du stockage utilitaire : 3,4 GWh en 2024 contre 230 mégawattheures (MWh) en 2023. Le Royaume-Uni rétrograde à la troisième place (2,9 GWh), pénalisé par des retards de projets et une saturation des marchés de services système.

SolarPower Europe prévoit une reprise forte en 2025 avec 29,7 GWh attendus (+36 %) dont de nombreux projets à grande échelle. D’ici 2029, la capacité installée devrait atteindre 400 GWh dans le scénario médian, voire 600 GWh dans le scénario haut. Mais ces chiffres restent loin des besoins identifiés pour atteindre les objectifs climatiques : selon l’étude Mission Solar 2040, il faudrait 780 GWh dès 2030 pour garantir la flexibilité d’un réseau dominé par les renouvelables.

L’association européenne plaide pour un plan d’action dédié au stockage, l’intégration complète des batteries dans les marchés de l’électricité, une réforme des procédures de raccordement et la fin des surcharges injustifiées. Sans cela, avertit-elle, le stockage restera un goulot d’étranglement pour l’expansion des renouvelables. À mesure que leur pénétration dans le mix énergétique grandit, les besoins en flexibilités (stockage et aussi de la demande) grandissent.

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Soleil au zénith, bureaux déserts : la faible demande au regard de la production a fait vaciller le marché de gros de l’électricité. Pour la première fois depuis juillet 2024, les prix français sont passés en territoire négatif début mai. 

Personne au bureau ou à l’usine, de longs week-ends et des jours cléments, ensoleillés avec une brise encore forte. Une demande en berne et une production bien plus grande. Conséquence : le 10 mai, le prix moyen journalier de l’électricité s’est établi à -1,05 euro le mégawattheure (€/MWh) selon Epex Spot.

La cause ? Un double déséquilibre. D’une part, une production solaire record, proche de 14 gigawatts selon Bloomberg. D’autre part, une consommation en berne, conséquence des jours fériés du mois de mai et de l’activité économique ralentie. Durant les ponts, les besoins électriques s’effondrent, notamment dans l’industrie et le tertiaire, tandis que le photovoltaïque inonde le réseau.

Un phénomène qui se répète chaque année et s’aggrave

Ce phénomène n’est plus marginal, nous avions écrit sur ce sujet l’année passée (lire notre article). Selon la Commission de régulation de l’énergie (CRE), la France a connu 359 heures de prix négatifs en 2024, soit 4,1 % du temps annuel – contre 147 heures en 2023. Ces épisodes se concentrent l’après-midi, quand le solaire culmine ainsi que les week-ends prolongés. « On installe des capacités de production plus vite que la demande ne croît », analyse Julien Teddé, directeur général du courtier Opéra Énergie, auprès du journal Les Echos. Car malgré la volonté d’électrifier les usages, la consommation stagne depuis la crise énergétique de 2022.

À court terme, les prix bas avantagent certains industriels électro-intensifs. Mais pour la filière énergétique, ils posent problème. En 2024, la CRE estime à 80 millions d’euros les pertes liées aux heures négatives. En cause également : des mécanismes de soutien aux renouvelables qui garantissent un revenu fixe à certaines installations, y compris lorsqu’elles injectent à perte.

Pour limiter ce signal prix déconnecté de la réalité physique de la consommation, le gouvernement a modifié les règles. Certaines installations récentes pourraient désormais être incitées à moduler leur production en fonction du marché. Car si les renouvelables sont appelées à croître encore, leur intégration au système devra s’accompagner de davantage de flexibilité.

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La fièvre du nucléaire continue de se propager en Europe. Quelques jours après la Belgique, c’est au tour du Danemark de considérer le nucléaire comme potentielle source énergétique d’avenir.

On connaît le Danemark pour son nombre incalculable de vélos, d’îles et d’éoliennes offshore. On pourrait bientôt le connaître pour ses SMR. Le pays, précurseur dans le domaine des énergies renouvelables, a toujours mis un point d’honneur à produire de l’électricité sans recourir au nucléaire. D’ailleurs, cet engagement a fait l’objet d’une loi visant à interdire la production d’électricité d’origine nucléaire, dès 1985. À l’époque, le nucléaire traversait une période difficile, six ans après l’incident de Three Mile Island, et un an avant la catastrophe de Tchernobyl.

Néanmoins, le pays subit les limites d’un mix électrique largement dominé par les énergies renouvelables et peine à se défaire de sa consommation en charbon et en gaz. En résulte une intensité carbone supérieure à 120 gCO2eq/kWh selon ElectricityMap, soit 4x plus que la France. Pour accélérer la décarbonation du mix électrique du pays, le Parlement danois vient de voter, de manière assez large (71 « pour » et 34 « contre »), une première fois afin d’explorer la perspective d’un retour du nucléaire.

Une étude d’impact sur un an

Pour autant, on est encore très loin de la mise en service d’une centrale nucléaire civile, dans un pays qui n’en a jamais compté, mis à part dans le domaine de la recherche. Ce premier vote va permettre une étude d’impact qui devrait durer un an. Cette étude aura pour objectif de déterminer les avantages et les risques liés à un potentiel recours à l’atome pour la production d’électricité dans le pays.

Il semblerait que le gouvernement danois ne s’intéresse pas aux réacteurs de type EPR, mais plutôt aux réacteurs modulaires de type SMR. Ces réacteurs pourraient apporter au Danemark une énergie stable et décarbonée, idéale en complément à la production solaire et éolienne.

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Un impact de foudre d’une puissance inouïe a touché le sud-ouest de la France, le 19 mai, selon le bureau d’étude spécialisé dans les phénomènes météo extrêmes Keraunos. Avec une intensité de 516 000 ampères, l’éclair a égalé la puissance de plusieurs dizaines de milliers de réacteurs nucléaires durant une fraction de secondes.

La quiétude du petit village de Lavaurette (Tarn-et-Garonne) et de ses 212 habitants a été brutalement troublée par un puissant impact de foudre, tombé le 19 mai lors du passage d’un important système orageux. Un éclair d’une intensité hors norme : 516 000 ampères selon le système de détection par variation du champ électromagnétique relevé par Keraunos. C’est vingt fois plus que la moyenne des éclairs identifiés durant cette journée. L’impact est classé parmi les « super-éclairs », dont l’intensité médiane est de 363 000 ampères. Le phénomène ne semble pas avoir causé d’incendie ou de dégâts majeurs, mais une résidente de Lavaurette affirme, sur le réseau social Facebook, que son compteur Linky a été pulvérisé, photo à l’appui. « Heureusement, il était tout seul dans un champ… il ne reste plus rien ! » indique-t-elle.

Le boîtier calciné contenait le compteur Linky d’une habitante de Lavaurette / Image : Facebook – Alex Sandra.

Si la tension de l’éclair n’a pas été mesurée, elle s’élève généralement autour de 100 millions de volts, selon Keraunos, et sa durée est d’environ 20 millisecondes. La puissance étant le résultat de l’intensité multipliée par la tension et le facteur de charge (que nous fixons ici arbitrairement à 1), l’on peut estimer que cet impact exceptionnel a développé une puissance de 51 600 gigawatts (GW). C’est autant que 31 273 réacteurs nucléaires de type EPR (1,65 GW). Toutefois, la quantité d’énergie contenue dans l’éclair est nettement plus modeste que ce que l’on peut imaginer, compte tenu de sa fulgurance. Selon notre estimation très approximative, elle s’élèverait à 289 mégawattheures (MWh), soit à peine une dizaine de minutes de production d’un seul réacteur nucléaire.

Cela illustre le faible intérêt d’utiliser cette source d’énergie pour alimenter les réseaux électriques. La quantité d’électricité présente dans un éclair n’est pas très élevée, mais elle est libérée en une fraction de secondes, ce qui rend d’ailleurs son captage et stockage presque impossible avec les technologies dont l’humanité dispose actuellement.

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