La géothermie profonde est une technologie importante dans le panorama de la transition énergétique. L’État, en tout cas, y croit. Il a fixé à cet effet un objectif à 4 TWh pour 2028. Mais encore faut-il savoir où creuser. Pour cela, il faut explorer le sous-sol. Une campagne vient tout juste de se terminer dans le sud de la France.

Plus on creuse profondément, plus la température augmente. En France, on gagne ainsi, en moyenne, un degré tous les 100 mètres. Il s’agit du phénomène dit de gradient géothermique, et il est produit par le fait que la chaleur du centre de notre planète doit, avant de rejoindre la surface et de rayonner vers l’espace, traverser toutes les couches de roches souterraines. Ces dernières agissent alors précisément comme un isolant thermique, qui rend plus difficile la transmission de la chaleur.

C’est tout le principe de la géothermie profonde. Aller chercher dans les profondeurs une chaleur à haute température, c’est-à-dire de bonne qualité du point de vue thermodynamique. Il s’avère que le gradient géothermique varie fortement entre les régions du monde, et ce, au sein même de notre territoire. Par exemple, la géologie particulière du bassin du Rhin offre à l’Alsace le gradient géothermique le plus élevé de France métropolitaine, à savoir entre 8 et 10 °C tous les cent mètres. Cela permet ainsi de travailler à des températures élevées, supérieures à 150 °C, en creusant nettement moins profond. L’énergie produite est alors beaucoup plus compétitive.

Il y a ainsi un fort intérêt à explorer les sous-sols, pour trouver les meilleurs gisements de chaleur, en termes de gradient géothermique, mais aussi en termes de porosité et de perméabilité des sols – ces dernières conditionnant en effet la bonne circulation des fluides à plusieurs centaines, voire milliers, de mètres de profondeur.

Une exploration très réussie du côté de Vitrolles

C’est chose faite concernant la région qui entoure l’étang de Berre (Bouches-du-Rhône). La campagne Géoscan Arc a effet terminé cet été sa compagne d’exploration. Sous l’impulsion de l’ADEME, du service géologique national (BRGM), de la Région Sud et de la métropole Aix-Marseille-Provence, elle s’est attachée à acquérir les connaissances scientifiques pour déterminer les zones les plus favorables pour la géothermie profonde.

Il faut dire que la région délimitée par les communes d’Arles, Istres, Miramas, Aix-en-Provence, Vitrolles, Marignane et Martigues était prometteuse. Elle est en effet située sur un synclinal, un type de pli tectonique concave, c’est-à-dire en forme de cuvette ; s’y sont accumulés des sédiments jusqu’à de grandes profondeurs, et c’est une situation très favorable vis-à-vis de la géothermie profonde. Les résultats sont encore en cours d’analyse, mais ils semblent montrer que la zone autour de Vitrolles serait tout particulièrement indiquée pour un projet de production d’énergie.

Les sondages du sol sont effectués par des mesures acoustiques, réalisées à partir de camions ou par bateau. Un matériel très spécifique qu’on n’a pas l’habitude de voir tous les jours ; pour en savoir plus, l’Ademe a produit une très intéressante vidéo qui nous illustre le fonctionnement de ce matériel.

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L’année 2025 s’annonce comme une année record en matière de production photovoltaïque. Mais faute de flexibilité à l’échelle nationale, une partie importe de cette production risque d’être perdue. Pour éviter que la situation ne se reproduise, une seule solution semble envisageable : multiplier les systèmes de stockage. 

Produire de l’électricité renouvelable, c’est bien. Pouvoir l’utiliser, c’est mieux ! C’est d’ailleurs le nouveau défi qui attend RTE. Le gestionnaire de réseau français a analysé que, sur la première moitié de l’année, il n’avait pas pu utiliser l’entièreté de la protection d’énergie renouvelable, entraînant ainsi des prix négatifs. Ces prix négatifs ont représenté 363 heures, soit 8 % du premier semestre. Cette situation est particulièrement flagrante avec la production d’énergie solaire, qui est à son maximum entre 11 heures et 15 heures, tandis que le pic de consommation en France se situe entre 18 heures et 20 heures. Cette situation n’est pas près de s’améliorer puisque sur le premier semestre 2025, 2,1 GW de capacité photovoltaïque supplémentaire ont été raccordés au réseau, portant le total à 26,4 GW.

Le stockage d’électricité comme seul remède

À l’heure actuelle, le mix électrique français est largement dominé par le parc nucléaire. Si les réacteurs français peuvent moduler leur production électrique pour s’adapter aux variations habituelles de la consommation, cette modification de puissance est lente, et ne permet pas de suivre efficacement l’intermittence des énergies renouvelables. Pour se convaincre du manque de flexibilité des réacteurs nucléaires, il suffit de voir combien de temps il a fallu à EDF, cet été, pour redémarrer la centrale de Gravelines après que des méduses se soient logées dans les stations de pompage nécessaires au refroidissement des réacteurs. À l’inverse, les centrales thermiques sont parfaitement adaptées aux variations de puissance, et peuvent être fréquemment arrêtées ou redémarrées.

De plus, d’un point de vue financier, le recours aux centrales nucléaires pour moduler la production électrique nationale n’est pas intéressant, car le prix du MWh nucléaire est principalement dû à des frais fixes, contrairement aux centrales thermiques.

Dans ce contexte, c’est le développement de systèmes de stockage d’énergie qui apparaît comme la clé d’un mix électrique entièrement décarboné et comportant une fraction importante d’énergies renouvelables. Mais pour le moment, la France accuse un sérieux retard par rapport à ses voisins européens. Si on compte 61 GW de systèmes de stockage d’énergie par batterie (BESS) en Europe, la France ne dispose que de 1 GW.

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EDF vient de se faire taper sur les doigts, après un exercice surprise de gestion de crise sur le nouveau réacteur nucléaire EPR de Flamanville. L’ASNR, qui a organisé cette visite surprise, a identifié de nombreux manquements qui pourraient avoir un impact direct sur la sûreté du site. 

L’EPR de Flamanville étant toujours à l’arrêt pour cause de réparation de soupapes sur le circuit primaire, l’Agence de sûreté nucléaire et de radioprotection (ASNR) a décidé de débarquer, le 20 août, pour une interrogation surprise d’EDF. Au programme : la gestion de crise, avec un exercice de mise en situation de « déploiement d’un moyen local de crise ». En apparence, l’objectif de cet exercice est relativement simple : remplacer le tiroir d’un tableau électrique par un autre tiroir afin de permettre la réalimentation du tableau via un groupe électrogène.

Mais pour EDF, tout ne s’est pas passé comme prévu. L’ASNR a indiqué, dans une lettre destinée à l’exploitant à l’issue de l’exercice, que l’équipe en charge de l’intervention « n’a pas été en mesure de mettre en œuvre le raccordement à blanc de la cellule électrique ». Les inspecteurs ont relevé un manque de précision lors des opérations. Si l’ASNR a relevé positivement le professionnalisme et les compétences techniques des agents en charge de l’intervention, ils dénoncent un suivi des formations qui semble perfectible. Par ailleurs, l’ASNR a également constaté des non-conformités dans l’identification, le stockage et la traçabilité des moyens mobiles de crise. Certains de ces matériels n’ont pas pu être présentés aux inspecteurs. En conclusion, l’ASNR, qui a pourtant l’habitude de mesurer ses propos, a clairement indiqué que « l’organisation de l’EPR de Flamanville concernant la gestion et les moyens de crise apparaît insuffisante ».

EDF a un mois pour redresser la barre

Face à cette situation, l’ASNR a fait de nombreuses demandes à EDF pour permettre une amélioration de cette gestion de crise. Preuve de l’importance de la situation, EDF n’a qu’un mois pour réagir sur la formation des équipes en matière de gestion de crise, et en gestion de matériel mobile.

EDF a répondu que cet exercice ne remettait pas en cause la disponibilité des moyens de crise ni la capacité du site à gérer une urgence. Cet événement constitue tout de même un nouveau grain de sable dans les rouages d’un réacteur qui peine à réellement démarrer. Si les arrêts et les difficultés sont fréquents lors de la mise en service d’un nouveau réacteur, EDF va devoir mettre les bouchées doubles pour que l’exploitation de l’EPR de Flamanville ne porte pas la même image que sa construction.

L’article Nucléaire : la gestion de crise d’EDF à Flamanville vivement critiquée par l’ASNR est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Étape nécessaire à une production d’électricité solaire optimale, le nettoyage des centrales solaires est pourtant un véritable défi, tant les surfaces concernées sont colossales. En France, une entreprise mise sur l’utilisation de drones pour réaliser cette mission.

Sur le papier, décarboner le mix électrique grâce à des panneaux photovoltaïques peut être une bonne idée. Toutefois, pour maintenir une production optimale, il faut éviter leur encrassement. En effet, le niveau de propreté de ces installations a une influence directe sur leur rendement. Dans certaines régions où la pluie est fréquente, ce n’est pas forcément un problème. En revanche, de nombreuses centrales sont installées dans des régions arides pour profiter des grandes surfaces disponibles, d’une exposition avantageuse et d’un bon taux d’ensoleillement. En contrepartie, ces régions se montrent généreuses en sable et en poussière, ce qui peut entraver la production des panneaux.

Chez Objectif Drone, un fabricant français de drones professionnels, une solution pourrait avoir un rôle décisif dans les années à venir : un drone dédié à l’entretien des centrales solaires. Nommé Chronos, ce drone de seulement 2,4 kg a la capacité de nettoyer des panneaux grâce à des buses haute ou basse pression. Raccordé à un système de pompage au sol, il serait capable d’opérer jusqu’à 50 mètres de hauteur, et de nettoyer l’équivalent de 500 m² par heure. Équipé d’un système LiDAR, de caméras haute définition et d’une technologie de positionnement par satellite en temps réel (RTK), il peut être contrôlé avec une grande précision. La conformité C5/C6 lui permet d’être utilisé partout en Europe.

L’entretien des parcs photovoltaïques, véritable défi technologique

Désormais, l’entreprise cherche à se développer à l’étranger. Il faut dire que le marché potentiel est gigantesque, car pour l’heure, il n’existe pas de solution miracle destinée à nettoyer les centrales photovoltaïques. Si de nombreux robots sont mis au point pour réaliser cette tâche, leur utilisation se révèle fastidieuse. En effet, ces robots doivent souvent être repositionnés au début de chaque rangée de panneaux. De plus, ils ne sont pas adaptés au nettoyage de centrales sur toiture. C’est le cas du HyCleaner black solar, du Sandstorm ou encore du robot de la centrale de Cestas. En passant par les airs, le drone de de ObjectifDrone contourne nombre de ces contraintes.

Certains chercheurs tentent de prendre le problème dans l’autre sens, et cherchent à développer des panneaux solaires autonettoyants. Au MIT, on aurait ainsi développé une technique d’induction électrostatique permettant de récupérer jusqu’à 95 % de la production des panneaux. Si les premiers essais sont concluants, leur commercialisation semble encore lointaine.

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Cela fait maintenant quatorze ans qu’un séisme a causé un accident nucléaire grave sur la centrale de Fukushima. Depuis, le Japon poursuit ses opérations de démantèlement des réacteurs. Et cela fait deux ans que des stocks d’eaux faiblement contaminées sont relâchées dans le Pacifique, avec l’approbation de l’Agence internationale l’énergie atomique (AIEA).

Le traitement des eaux contaminées de Fukushima est une gageure. Car les volumes à traiter sont immenses. Ces eaux proviennent en partie des infiltrations dans la centrale issues des pluies ou de la nappe phréatique, et qui entrent en contact avec des matériaux radioactifs. S’y ajoutent les eaux nécessaires, encore aujourd’hui, à refroidir le cœur fondu des réacteurs. Ces eaux doivent être collectées et stockées.

Le gouvernement japonais a pris des mesures pour limiter la quantité d’eau concernée, par exemple un « mur » de sol gelé, un pompage de la nappe phréatique. De plus, la chaleur résiduelle du combustible a considérablement diminué. Il n’en reste pas moins que les volumes concernés sont importants : plus d’un million de mètres cubes, stockés dans un millier de cuves construites sur le site.

Le problème du tritium

Ce stockage massif n’est pas pérenne, et les eaux contaminées doivent trouver un exutoire. Le Japon a ainsi construit d’importantes installations dont l’objectif est de les décontaminer en cascade. Un premier étage, constitué des deux systèmes KURION et SARRY, filtrent le césium et le strontium. Un deuxième étage, appelé ALPS (Advanced Liquid Processing System), filtre ensuite 62 autres substances radioactives. Après filtration, la concentration de ces radionucléides est très significativement réduite. Mais il en reste un en particulier : le tritium.

Le tritium est un isotope de l’hydrogène : son noyau contient un proton et deux neutrons. Et c’est un problème de taille : chimiquement, il a le même comportement que l’hydrogène. Il se lie ainsi facilement à l’oxygène pour former de l’eau. Et il est particulièrement difficile de séparer de l’eau « normale » (avec de l’hydrogène) de l’eau constituée de tritium (eau « tritiée »).

Le Japon opte pour la dilution

Aujourd’hui, la plupart des eaux ont été traitées. À l’issue de ce processus, il reste donc un très large volume d’eau très faiblement radioactive, mais contenant toujours du tritium. Sa période radioactive est d’environ 12 ans, ce qui implique que la radioactivité baisse lentement. Le Japon a décidé de diluer cette eau dans l’océan Pacifique. Et cette option a été validée par l’AIEA. L’eau tritiée, en effet, est considérée comme peu dangereuse. En premier lieu, elle ne s’accumule pas dans la chaîne alimentaire. De plus, sa radioactivité est faible, inférieure à 1500 Bq/L (Becquerel par litre), et donc très faible par rapport aux normes de l’OMS, à savoir 10 000 Bq/L.

Le Japon a commencé ses opérations de dilution en 2023. Ces rejets ont rencontré de fortes oppositions internationales. En particulier, la Chine a imposé des restrictions sévères sur l’importation depuis le Japon de produits de la mer dès les premières opérations 2023. Ces mesures ont été partiellement levées depuis, et notamment depuis juin 2025, du fait de l’absence d’anomalies sur ces produits en dépit de contrôles sévères. Les importations depuis les 10 préfectures les plus proches de Fukushima restent toutefois interdites.

Pour aller plus loin, le rapport de l’AIEA est disponible en source ouverte.

L’article Fukushima : malgré la vidange d’eau contaminée dans l’océan, les fruits de mer japonais restent conformes est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Un nouveau pays se lance dans le transport ferroviaire à hydrogène. La Pologne vient d’inaugurer son premier service officiel de transport de passagers avec une locomotive à hydrogène. Le pays mise sur cette technologie comme alternative au diesel afin de décarboner les milliers de kilomètres de lignes difficiles et impossibles à électrifier.

L’échec de son voisin allemand dans l’hydrogène ferroviaire ne l’a pas refroidi. Le 3 septembre, la Pologne a lancé son premier train à hydrogène dans la région touristique de Basse-Silésie. Il circulera entre les villes touristiques de Jelenia Góra et de Karpacz sur un trajet de trente minutes. Exploité par la compagnie ferroviaire Koleje Dolnośląskie, ce train est propulsé par la locomotive SM42-6Dn fabriquée par le constructeur polonais PESA. Le modèle est doté de deux piles à combustible de 85 kWh chacune et d’une trentaine de réservoirs d’hydrogène d’une capacité totale de 175 kg, avec une pression de stockage à 350 bars. Il embarque également des batteries LTO de 167 kWh. Le tout alimente quatre moteurs de traction d’une puissance de 180 kW.

Avant cette mise en service, des essais techniques ont été menés durant le mois d’août. Puis du 4 au 7 septembre, en collaboration avec d’autres opérateurs, PESA a également testé la locomotive sur des voies industrielles autour de Lubin, Rudna et Polkowice. Le train y a notamment transporté du minerai de cuivre et du sable afin d’évaluer sa consommation énergétique dans des conditions réelles.

Schéma de la motrice à hydrogène / Image : Pesa.

Dix locomotives à hydrogène par an d’ici 2040 ?

La mise en service officielle de la locomotive s’est déroulée en présence de la ministre du Climat et de l’Environnement, Paulina Hennig-Kloska. C’était également l’occasion d’officialiser la signature d’un accord entre PESA et le Fonds national pour la protection de l’environnement et la gestion de l’eau. Le partenariat prévoit une subvention de 12,5 millions d’euros issue du Plan national de relance. La somme est destinée à financer la construction d’une nouvelle usine de production en série de locomotives à hydrogène.

Cette future infrastructure devrait être en mesure de fabriquer une dizaine de machines par an d’ici 2040. Cet investissement sera pour la Pologne un moyen d’accélérer la décarbonation de son secteur ferroviaire. À savoir que dans le pays, environ 5 500 km de lignes (soit près de 39 % du réseau total) ne peuvent pas être électrifiées. Ce qui fait de la locomotive à hydrogène la meilleure solution pour verdir ces trajets.

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La concurrence fait rage dans le secteur du stockage d’électricité par batterie. Pour conserver son statut de numéro, Tesla a décidé de présenter un nouveau module, tout en actualisant sa gamme existante. 

En matière de systèmes de stockage d’énergie par batterie, Tesla ne lève pas le pied. Le géant mondial vient de présenter une toute nouvelle batterie entièrement intégrée de 20 mégawattheures (MWh), portant le doux nom de Megablock. Cette batterie stationnaire (BESS) est en réalité composée de 4 Megapack, ces batteries construites par Tesla, qui ont la forme d’un conteneur de stockage de 28 pieds de long. La particularité du Megablock réside dans le fait qu’il intègre un transformateur ainsi qu’un appareillage haute-tension. Il ne nécessite donc pas d’équipements supplémentaires. Selon Tesla, le Megablock affiche une capacité de 20 MWh, une efficacité énergétique de 91 % pour du courant alternatif de moyenne tension, et une durée de vie de 25 ans.

De par sa conception, le Megablock permettrait un gain de place avec une densité atteignable de 248 MWh par hectare. Surtout, l’installation serait jusqu’à 23 % plus rapide pour un coût de construction 40 % inférieur aux précédentes installations. Tesla a évoqué la possibilité de déployer 1 000 MWh de batteries en seulement 20 jours ouvrés.

Le Megapack également mis à jour

Lors de la présentation du Megablock, à Las Vegas, Tesla en a également profité pour dévoiler les nouvelles caractéristiques du Megapack. C’est la troisième génération de la batterie stationnaire, qui avait été présentée pour la première fois en 2019. Cette nouvelle itération du Megapack intègre un nouvel onduleur en carbure de silice qui se montre plus compact et plus efficace. Le système de protection incendie a également été amélioré. Enfin, la gestion thermique a été grandement optimisée avec une réduction de 78 % des connexions.

Enfin, et surtout, la capacité du Megapack V3 est passée de 3,9 à 5 MWh sans pour autant modifier ses dimensions extérieures de 28 pieds de long. Les cellules utilisées proviendront des USA, mais également de l’Asie du Sud-Est et de la Chine. Les premières livraisons devraient avoir lieu à partir de la deuxième partie de 2026.

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L’avenir du nucléaire semble plus que jamais prendre la forme de trois lettres : SMR. Ces petits réacteurs modulaires et industrialisables intéressent de nombreux acteurs économiques sur tous les continents. Des défis restent tout de même à relever. 

Le nombre de projets de SMR ne cesse d’augmenter à travers le monde. Dans la dernière édition de son tableau de bord des SMR, l’Agence de l’énergie nucléaire (NEA) a identifié au total 127 conceptions de SMR, contre 98 l’année précédente. Parmi ces 127, on compte déjà sept projets en activité ou en cours de construction. Ce n’est pas tout, l’analyse de 74 des 127 designs identifiés montre d’abord que cette technologie suscite de l’intérêt à l’échelle internationale, avec une répartition des projets sur tous les continents, et avec une prédominance aux États-Unis, qui compte près de 27 design, suivi de l’Europe avec 20 projets dont 10 en France.

Contrairement aux réacteurs traditionnels, les SMR intéressent particulièrement le secteur privé, en particulier dans le domaine de la technologie et de l’industrie lourde. De nombreux acteurs économiques majeurs, comme Google, Amazon, ou Dow Chemical, voient là un espoir de décarboner leur énergie. De ce fait, sur les 15,4 milliards de dollars de financement recensés par la NEA, 5,4 milliards proviennent du secteur privé. D’ailleurs, trois entreprises de SMR sont cotées en bourse, ce qui indique une confiance croissante des marchés financiers dans ce secteur.

La problématique du combustible

Tout n’est pas gagné pour autant, car les SMR cumulent les défis technologiques à surmonter, en particulier d’un point de vue combustible. Par exemple, de nombreuses conceptions de SMR reposent sur de l’uranium moyennement enrichi, souvent appelé HALEU. Les capacités industrielles de production de ce combustible sont encore limitées, ce qui pourrait devenir un frein au déploiement de SMR dans les années à venir.

De manière plus générale, les conceptions de SMR sont basées sur des formes de combustible de plus en plus diversifiées, qui n’ont pas encore été autorisées ou qualifiées pour cette utilisation. Toujours selon le rapport de la NEA, 47 projets de SMR reposent sur des formes combustibles non disponibles à l’échelle commerciale. Enfin, la gestion des déchets nucléaires reste un sujet d’interrogation majeur. Si plusieurs conceptions de SMR permettraient, sur le papier, de réutiliser le combustible usé des réacteurs nucléaires traditionnels, les informations sur le sujet restent encore trop faibles pour en tirer de véritable conclusion.

Pour permettre de suivre le développement des concepts de SMR à travers le monde, la NEA a créé une version numérique de son tableau de bord, consultable ici.

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Au premier coup d’œil, les garde-corps de cette entreprise semblent tout à fait normaux. Mais ils ont un secret : ils renferment des cellules photovoltaïques qui pourraient produire plusieurs centaines de kilowattheures par an. 

Contrairement à ce que l’on pourrait croire, chez Lumon, on ne dissocie pas les gens pour réaliser quelque étrange mission dans un sous-sol. En revanche, on crée plutôt des garde-corps vitrés qui ont la particularité de contenir des modules photovoltaïques. Le fabricant finlandais a réussi à intégrer de manière presque invisible des cellules photovoltaïques entre deux panneaux de verre. Les câbles de raccordement sont, eux, dissimulés sous un cache au niveau de la partie supérieure du garde-corps. En résulte un ensemble harmonieux, qui respecte les normes en vigueur en matière de stabilité structurelle, de résistance au vent et de sécurité.

Le système, baptisé eRailing, a déjà été installé en Finlande, sur un projet de rénovation d’un immeuble. Cette première installation comprend plusieurs garde-corps de 6 mètres de long pour un mètre de haut. Chaque garde-corps, exposé vers le sud, pourrait produire environ 622 kWh d’électricité pour une puissance comprise entre 800 et 900 W.

Intégrer la production d’énergie renouvelable au bâti

Ce nouveau garde-corps, développé par Lumon, affiche un rendement inférieur aux panneaux solaires traditionnels avec seulement 150 Wc/m². Mais il s’inscrit dans une volonté de meilleure intégration du photovoltaïque dans les bâtiments. L’objectif est d’optimiser au maximum les surfaces bien orientées pour produire de l’électricité sans compromettre l’architecture des bâtiments. C’est dans cette même dynamique qu’on a retrouvé, du côté de Toulouse, une toiture réalisée en tuiles photovoltaïques de la même couleur que les traditionnelles tuiles en terre cuite. Du côté de Los Angeles, une autre startup est parvenue à créer un vitrage photovoltaïque entièrement transparent. Next Energy Technologies a réussi cette prouesse en utilisant un revêtement photovoltaïque organique (OPV) sur la face extérieure du vitrage.

Outre la production d’électricité, d’autres entreprises travaillent à la production d’énergie thermique grâce à des bardages solaires, qui permettent de limiter les besoins en chauffage des bâtiments. C’est le cas de la société AirBooster qui a déjà mis en place une telle technologie sur l’un des bâtiments de maintenance de la RATP.

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La capture directe du CO₂ est un procédé difficile à mettre en œuvre. Il nécessite des machines complexes et énergivores, qui rendent le procédé peu efficace et coûteux. Mais cette équipe coréenne a trouvé une solution. Basée sur l’électricité, cette solution ne nécessite une tension d’alimentation de pas plus de 3 volts.

Les procédés de capture utilisent un matériau actif, sous la forme d’un solvant liquide ou d’un adsorbant solide, dont la fonction est d’extraire sélectivement le CO₂ des autres composants de l’air. Le CO₂ doit ensuite être à nouveau séparé. Cette dernière étape est appelée régénération, et elle permet de recycler le matériau actif, et de la rendre disponible pour un nouveau cycle. Le CO₂ est quant à lui stocké ou réutilisé (par exemple, pour produire des carburants de synthèse), et éventuellement transporté entre ces différentes sites.

L’étape de régénération implique en général un chauffage, éventuellement accompagné de variations de pression, qui permet de briser les liaisons chimiques entre le matériau actif et le CO₂. Cela peut passer par l’utilisation d’un flux de vapeur à 100 °C, par exemple. Problème : cette étape est énergivore. Ainsi, les procédés aujourd’hui envisagés pour la capture directe impliquent une grande dépense d’énergie, des coûts élevés, ainsi qu’une certaine complexité opérationnelle.

Un tissu de fibres d’argent

Mais des chercheurs du KAIST (Korea Advanced Institute of Science & Technology) ont démontré la viabilité d’une solution originale. C’est ce que nous démontre un article scientifique publié en août 2025, et dont le premier auteur est Young Hee Lee, un jeune doctorant qui travaille actuellement au MIT. Les chercheurs nous indiquent avoir produit du CO₂ à 95 % de pureté à partir de l’air. En consommant 20 % d’énergie en moins. Et plus incroyable encore : en utilisant uniquement de l’électricité – donc sans utiliser de vapeur.

Comment s’y sont-ils pris ? Les chercheurs ont conçu un matériau composite constitué de nanofils d’argent et de nanoparticules, formant des couches de 3 µm (microns) d’épaisseur. Cela conduit à un matériau actif présentant une très grande surface de contact avec l’air. Mieux : il est conducteur électrique. Cela a permis aux chercheurs de chauffer le matériau par simple effet Joule, et avec une tension très faible, de l’ordre de 3 V. Le chauffage étant ainsi localisé précisément là où il est nécessaire, l’invention permet ainsi de diminuer nettement la consommation énergétique.

Pouvoir utiliser l’électricité, c’est d’un grand intérêt : non seulement le système est beaucoup plus simple à mettre en œuvre, mais il est de plus directement compatible avec des sources d’électricité renouvelables, notamment les panneaux photovoltaïques. De quoi retirer le CO₂ de l’air à moindre coût, donc, voire de l’utiliser ensuite pour produire des carburants synthétiques. L’article scientifique est disponible en source ouverte. Les travaux de recherche ont par ailleurs conduit à la publication d’un brevet.

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L’Allemagne fera-t-elle une meilleure année que la précédente en matière de production d’électricité renouvelable ? Rien n’est moins sûr, à cause d’un début d’année difficile, qui a engendré une hausse de la consommation de charbon et de gaz. 

Grâce – ou à cause – des énergies renouvelables, l’évolution de la production électrique des pays pourrait devenir un véritable feuilleton annuel. Du côté de l’Allemagne, par exemple, le suspense règne en maître, bien aidé par des conditions météorologiques exceptionnelles. Le pays avait ainsi très mal commencé l’année, avec une production d’électricité renouvelable de seulement 80 TWh sur les quatre premiers mois. Il faut remonter à 2015 pour trouver un chiffre aussi bas, la faute à des niveaux de vent historiquement bas. En parallèle, durant le premier semestre, l’énergie produite par les barrages hydroélectriques était également en berne avec une baisse de 30 % par rapport à l’année précédente.

Mais, l’Allemagne n’a pas dit son dernier mot, et semble réaliser un come-back exceptionnel grâce à sa production photovoltaïque. Celle-ci a même permis de finir le premier semestre en limitant la casse, même si une hausse du recours aux énergies fossiles a été enregistrée avec 9,3 % de charbon en plus et 12 % de gaz naturel en plus. Sur le deuxième trimestre 2025, la production solaire s’est élevée à 29 TWh, un record absolu pour le pays. Paradoxalement, la situation a même abouti à une surproduction conduisant à de nombreux prix négatifs, atteignant jusqu’à un record de -250,32 €/MWh le 11 mai entre 13h et 14h. Il reste désormais à savoir comment va se dérouler la fin de l’année, pour un pays qui vise toujours une production issue à 80 % des énergies renouvelables d’ici à 2030.

Témoin frappant d’un besoin de flexibilité

Cette situation illustre parfaitement les enjeux liés à un mix électrique dominé par les énergies renouvelables. Pour éliminer les centrales fossiles pilotables, qui servent aujourd’hui de tampon en cas de variation trop importante de la production renouvelable, la hausse des capacités installées, combinées au déploiement massif de capacités de stockage, doit permettre de lisser la production, et de compenser les périodes durant lesquelles la météo est moins propice.

Déployer des capacités de production à la hauteur des jours les moins cléments en termes de vent et d’ensoleillement fait, à l’inverse, planer le risque d’une surproduction pendant certaines périodes. Pour limiter ce phénomène, il faut nécessairement pouvoir déconnecter certains sites de production, lorsque la production dépasse la demande. Reste alors à trouver un modèle économique rentable pour les producteurs d’énergie, qui considère ces possibles variations de production non liées aux conditions météo.

L’article Gaz, éolien, charbon, solaire : l’impressionnant yo-yo du mix électrique allemand au gré des saisons est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

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

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

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

Des produits radioactifs autrefois librement commercialisés

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

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

La radioactivité, présente partout dans la nature

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

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

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

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

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

Les éoliennes du parc EOLMED suivent de près

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

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

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

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

Une pompe à chaleur rare, fabriquée en France

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

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

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

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

Une filière éolienne à la peine

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

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

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

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

Un mix électrique européen décarboné à 60 % en été

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

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

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

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

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

Un doublement de la puissance électrique du pays

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

Des tensions avec l’Égypte

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

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

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

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

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

Batman lance ses avocats sur la startup bretonne

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

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

Un compromis trouvé

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Des critères très stricts

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

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

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

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

Un arrêté qui manque sa cible ?

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

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