Si une forte hausse de la consommation électrique mondiale est attendue dans les années à venir, c’est en grande partie en raison de l’essor des centres de données. Véritables gouffres énergétiques, ces infrastructures abritent des serveurs informatiques et leur système de refroidissement. De nombreux projets énergétiques sont ainsi à l’étude ou en développement pour soutenir leur montée en puissance. Au Texas, par exemple, des microréacteurs nucléaires seront construits pour alimenter ces centres en électricité.

Le Texas est confronté à une pression croissante pour augmenter son approvisionnement en électricité. Actuellement, près de 9 % de la demande énergétique dans le territoire provient des centres de données, une part qui devrait fortement augmenter avec les nouvelles installations à venir. Pour répondre à cette demande tout en renforçant sa souveraineté énergétique, l’État s’ouvre ainsi à de nouvelles solutions. Profitant de ce marché, la start-up américaine Last Energy prévoit d’y déployer sa technologie : un microréacteur nucléaire. La société ambitionne d’en construire une trentaine afin d’alimenter les futurs centres de données qui seront implantés au Texas.

600 MW de nucléaire pour alimenter les centres de données texans

Last Energy a déjà acquis un site de 80 hectares dans le comté d’Haskell, dans le nord-ouest du Texas, où elle prévoit de construire 30 microréacteurs, selon un communiqué. Sa technologie s’agit d’un réacteur à eau pressurisée (REP) à boucle unique de 20 MW, utilisant des combustibles REP standards. À terme, ces systèmes fourniront au total 600 MW, de l’électricité qui sera acheminée via une combinaison de câbles privés et de transmission au réseau. Pour donner un ordre d’idée, une telle puissance permettrait de couvrir la consommation de 600 000 foyers, selon l’entreprise. Cependant, ce chiffre reste bien en deçà des besoins futurs du Texas. Aujourd’hui, les centres de données en activité nécessitent environ 8 GW, une demande qui devrait exploser dans les années à venir, car rien que dans la région de Dallas-Fort Worth, ces infrastructures exigeront 43 GW supplémentaires dans le futur.

Des dizaines déjà livrés en Europe

L’entreprise affirme avoir déjà obtenu plus de 80 commandes en Europe, dont la moitié était destinée aux centres de données. En effet, jusqu’à présent, la société Last Energy s’était principalement concentrée sur le marché européen en raison de la rigidité des règlementations américaines en matière de nucléaire. D’ailleurs, dans l’objectif de déployer rapidement sa technologie dans le pays, la société a engagé un procès contre la Commission de règlementation nucléaire américaine (NRC), arguant que certains modèles de réacteurs ne nécessiteraient pas l’approbation de la Commission.

Concernant son projet, Last Energy a déjà déposé sa demande de raccordement auprès du gestionnaire texan ERCOT et prépare actuellement sa demande de permis de site anticipé auprès du NRC.

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Au Royaume-Uni, la demande en stockage d’énergie ne cesse de croître à mesure que les renouvelables s’ajoutent dans le mix électrique. Récemment, une importante centrale de stockage capable d’alimenter des millions de foyers vient d’être partiellement mise en service, un système par batterie qui serait le plus puissant d’Europe.

Le Royaume-Uni s’est fixé un ambitieux objectif en matière d’énergie : celui de produire une électricité entièrement décarbonée d’ici 2030. Pour y parvenir, le développement des énergies renouvelables s’accélère, avec l’éolien comme épine dorsale du nouveau système énergétique. Aujourd’hui, le pays dispose déjà d’une capacité de production éolienne considérable, mais il peine à en exploiter pleinement le potentiel en raison d’un déséquilibre de son réseau électrique.

C’est bien pour cette raison que les systèmes de stockage y sont plus que jamais requis afin d’assurer une meilleure répartition de la production des renouvelables. Pour répondre à ce besoin, l’entreprise énergétique Zenobē vient de lancer une immense centrale de stockage par batterie, située à Blackhillock, en Écosse, et dont la construction a débuté en 2023.

200 MW entrés en service, et ce n’est pas fini

Le déploiement de la méga centrale est prévu de se faire en deux phases. La première partie mise en service le 3 mars dernier affiche une puissance de 200 MW pour une capacité de 400 MWh. À elle seule, elle dépasse largement la centrale de Pillswood en Angleterre (98 MW pour 196 MWh), qui détenait jusqu’alors le titre de plus grande installation de stockage par batterie en Europe. Elle sera cependant détrônée par les 600 MW et 2 800 MWh de la future batterie Giga Green Turtle en Belgique, prévue pour 2028.

La deuxième phase, prévue pour 2026, ajoutera 100 MW et 200 MWh supplémentaires. À terme, la centrale atteindra ainsi une puissance de 300 MW pour une capacité de 600 MWh, de quoi alimenter 3,1 millions de foyers pendant une heure. Si la centrale de Pillswood exploite les Megapacks de Tesla, celle de Blackhillock est équipée des systèmes développés par l’entreprise finlandaise Wärtsilä.

Selon Zenobē, cette installation représente à elle seule 30 % de la capacité totale des batteries installées en Écosse. Elle jouera un rôle clé dans l’atteinte de l’objectif national de stockage du Royaume-Uni, fixé à au moins 22 GW d’ici 2030. Sur une période de 15 ans, elle devrait également permettre de réduire les émissions de CO₂ de 2,6 millions de tonnes et d’économiser 170 millions de livres sterling pour les consommateurs britanniques.

Lutter contre la congestion du réseau britannique

Les parcs éoliens britanniques sont principalement situés dans le nord du pays, où les conditions météorologiques sont les plus favorables, tandis que la majorité des consommateurs se trouvent au sud, notamment en Angleterre et au Pays de Galles. Lors des pics de production, ce déséquilibre oblige souvent les opérateurs à brider les éoliennes et, en compensation, à utiliser des centrales à gaz, engendrant des coûts pouvant dépasser le milliard d’euros par an.

Le stockage d’énergie peut être une solution radicale pour remédier à ces inefficacités. En emmagasinant l’excédent de production, le système permettrait d’éviter la saturation du réseau et d’optimiser la distribution de l’électricité. Dans cette optique, la nouvelle centrale de Blackhillock a été stratégiquement installée entre Inverness et Aberdeen, où elle pourra absorber le surplus d’énergie de plusieurs parcs éoliens, notamment de Viking (443 MW), de Moray East (950 MW) et de Beatrice (588 MW).

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La Chine peut-elle réellement atteindre la neutralité carbone d’ici 2060 ? Malgré d’importants efforts dans les renouvelables, il est difficile d’y croire quand on sait que le plus grand émetteur mondial continue d’investir massivement dans la source d’énergie la plus polluante.

C’est à croire que la Chine ne veut pas se séparer du charbon. En 2024, de nouvelles centrales totalisant près de 100 GW sont entrées en chantier selon un rapport publié par le Centre de recherche sur l’énergie et l’air pur (CREA) et le Global energy monitor (GEM). Pour l’instant, la trajectoire chinoise en matière de transition énergétique semble aller à l’encontre des intentions du Président Xi Jinping, qui affirmait en 2021 vouloir contrôler strictement les projets de centrales à charbon. Par ailleurs, les investissements continus de Pékin dans cette source d’énergie ruinent les efforts du reste du monde pour s’en défaire. En effet, en 2024, le parc mondial du charbon a diminué de 9,2 GW, une quantité ridicule face aux énormes ajouts de la Chine.

Une dépendance au charbon toujours plus forte malgré la hausse des renouvelables

La Chine est réputée pour ses projets démesurés d’énergies renouvelables. Au cours de l’année 2024, elle a installé 356 GW de solaire et d’éolien, 4,5 fois plus que les nouvelles installations en Union européenne selon le rapport. Pourtant, parallèlement, les investissements dans le charbon s’accumulent. Rien qu’au cours de l’année 2024 :

• des centrales à charbon totalisant 94,5 GW sont entrées en construction, un record depuis 2015 ;
• des projets suspendus représentant 3,3 GW ont repris ;
• 66,7 GW ont été approuvés ;
• 30,5 GW sont entrés en service.

Des chiffres plutôt inquiétants au vu des objectifs climatiques à atteindre d’ici seulement quelques décennies, même si certains d’entre eux ont connu une diminution par rapport aux années précédentes.

Pourquoi le charbon continue-t-il à être largement exploité ?

Selon le CREA, la montée en puissance du charbon en Chine s’explique en partie par l’implication des grandes entreprises minières. Pour assurer la poursuite de leur exploitation, elles financent elles-mêmes la construction de nouvelles centrales. 75 % des projets approuvés seraient soutenus par ces sociétés. Et dans ce schéma, la demande réelle du marché n’est pas prise en compte.

De leur côté, les gouvernements locaux justifient ces projets par la nécessité de sécuriser l’approvisionnement et de faciliter l’intégration des énergies renouvelables. Pourtant, ces sources propres peinent à s’imposer, les heures de fonctionnement étant majoritairement couvertes par les centrales fossiles. Le charbon qui n’est plus censé être qu’un soutien continue fermement d’être une source de production de base. D’autant plus que les producteurs ont de gros clients soumis à des contrats d’achat d’électricité au charbon sur le long terme. Les acheteurs ne peuvent pas s’orienter vers les énergies propres sous peine de pénalité.

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Selon une nouvelle analyse, en 2024, les ventes de pompes à chaleur ont chuté dans plusieurs pays d’Europe, dont la France. Le secteur subit un net ralentissement en raison de facteurs à la fois politiques et économiques.

L’Europe compte en grande partie sur les pompes à chaleur pour décarboner le secteur du chauffage. Soutenue par des politiques incitatives, cette technologie a franchi en 2017, le cap du million de ventes annuelles. Depuis, le marché a connu une croissance continue jusqu’en 2023, année où les ventes ont commencé à reculer. D’après un récent rapport de l’Association européenne des pompes à chaleur (EHPA), cette tendance s’est encore poursuivie en 2024.

Des baisses presque partout, entrainant des pertes d’emplois

Selon l’EHPA, les ventes de pompes à chaleur ont chuté de 23 % en 2024, passant de 2,6 millions à 2 millions d’unités, un niveau comparable à celui de 2021. Cette analyse préliminaire couvre 13 pays européens, dont l’Autriche, la Belgique, le Danemark, la Finlande, la France, l’Allemagne, l’Italie, les Pays-Bas, la Norvège, le Portugal, la Pologne, la Suède et le Royaume-Uni.

Si la tendance est globalement à la baisse en Europe, le Royaume-Uni fait figure d’exception avec une hausse marquée. Les ventes y ont bondi de 60 244 à 98 448 unités, soit une progression de 63 %. À l’inverse, la Belgique et l’Allemagne enregistrent les plus fortes baisses, avec respectivement -51 % et -47 %. En France, les ventes ont reculé de 24 %, passant de 720 076 en 2023 à 546 907 en 2024. Le pays compte désormais 6,55 millions de pompes à chaleur installées, soit environ 21 appareils pour 100 foyers.

D’après l’association, ce ralentissement du marché a fortement affecté l’industrie. Plusieurs fabricants ont dû réduire leur production et ajuster leurs effectifs. Selon l’EHPA, 4 000 emplois ont déjà été supprimés et 6 000 autres affectés sur les 170 000 générés par la filière. Un coup d’autant plus dur pour le secteur qui s’est vu financer des milliards d’euros pour multiplier la production en 2022 et en 2023 afin de s’affranchir du gaz russe.

Trois raisons derrière

Cette chute s’explique par trois facteurs principaux selon l’EHPA. Tout d’abord, la modification des aides gouvernementales a semé le doute chez les consommateurs. Seconde raison, le contexte économique difficile et la baisse du pouvoir d’achat freinent les investissements. Enfin, la baisse du prix du gaz incite de nombreux foyers à privilégier cette source d’énergie. En effet, les consommateurs se tournent de plus en plus vers le gaz, d’autant que les chaudières à gaz restent bien plus abordables que les pompes à chaleur, dont le coût peut être trois à quatre fois plus élevé.

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Dans le marché de l’autoconsommation en plein essor, certains acteurs du solaire prospèrent tandis que d’autres vacillent, et finissent par tomber. C’est le cas d’Oscaro Power, dont l’aventure s’achève (déjà) avec une liquidation judiciaire prononcée fin janvier.

La société spécialisée dans la vente de kits solaires, Oscaro Power, aura tenu près de quatre ans sur le marché. Malgré des débuts prometteurs en 2021, elle a été mise en liquidation judiciaire le 31 janvier dernier. Depuis plusieurs mois, cette issue planait autour de l’entreprise alors qu’elle devenait incapable d’honorer les commandes et de rembourser ses clients, qui se retrouvent désormais dans l’incertitude la plus totale.

Des problèmes logistiques et matériels ?

La situation résulte clairement des difficultés à la fois financières et opérationnelles subies par l’entreprise. Cependant, l’année dernière, le fondateur Pierre-Noël Luiggi avait fourni d’autres explications pour justifier les retards dans les livraisons et les remboursements. Il avait notamment pointé un souci dans la mise en place d’une nouvelle chaîne logistique, problème qui aurait également affecté d’autres sociétés européennes. « Comme d’autres acteurs du solaire, on a d’abord souffert, à partir de juin 2023, de la réorganisation de la distribution en Europe des panneaux photovoltaïques de nos fabricants chinois », avait-il expliqué. Il évoquait aussi un retard de plusieurs mois dans le déploiement d’un nouveau logiciel interne. Des excuses auxquelles bon nombre ont cependant eu du mal à croire sachant qu’Oscaro.com — une autre propriété Luiggi spécialisée dans la vente de pièces détachées pour autos — avait déjà frôlé la faillite en 2018.

Et les clients dans tout cela ?

Du côté des clients, les plaintes se sont multipliées depuis 2023 concernant les produits non livrés et les remboursements. Ceux concernés sont désormais appelés à se mobiliser en déposant une déclaration de créance auprès du liquidateur judiciaire d’ici fin mars. Dans une récente publication, le Groupement des particuliers producteurs d’électricité photovoltaïque (GPPEP) a affirmé vouloir apporter son aide à ces personnes.

Si les clients sont les premières victimes de la situation, le secteur du photovoltaïque, et en particulier le marché de l’autoconsommation, pourrait également en subir les conséquences. Une réduction de la confiance des consommateurs est effectivement à redouter. C’est un « coup porté au développement et à l’image des énergies renouvelables » déplore d’ailleurs le GPPEP.

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En Chine, l’industrie photovoltaïque aura certes un peu vacillé face aux mesures protectionnistes de certains pays contre l’afflux massif de modules chinois, mais en 2024, elle a poursuivi sa croissance en enregistrant une nouvelle hausse de ses exportations.

La transition énergétique a propulsé le solaire au rang des principales sources d’énergie décarbonée. Pourtant, le contexte actuel ne joue pas en faveur de l’industrie solaire dans de nombreux pays qui peinent à tirer profit du marché. Et pour cause, la Chine, qui détient près de 80 % des parts mondiales, rendant ainsi les autres nations fortement dépendantes de ses importations pour développer leur filière.

Non seulement ce pays maîtrise l’ensemble de la chaîne de valeur de la production photovoltaïque, mais il bénéficie aussi d’un effet d’échelle grâce à son immense industrie. Son surinvestissement dans la fabrication de panneaux solaires favorise davantage la baisse des prix, rendant ses produits d’autant plus attractifs à l’international. Chaque année, le leader du solaire inonde le marché mondial de ses modules, et 2024 n’a pas fait exception. Le volume exporté a même augmenté de 13 % par rapport à l’année précédente.

40 % des panneaux exportés atterrissent en Europe

D’après les données douanières du cabinet d’analyse Infolink Consulting, la Chine a exporté 235,93 gigawatts (GW) de modules solaires en 2024, soit environ 28 GW de plus qu’en 2023. Sans surprise, l’Europe est restée le principal importateur avec 94,4 GW commandés, soit près de 40 % du volume exporté. En raison du plan Inflation Reduction Act aux États-Unis, qui limite l’entrée des produits chinois, la Chine a réorienté ses exportations vers le vieux continent, où les fabricants locaux peinent à prospérer face à la concurrence chinoise et se voient chuter les uns après les autres. Avec plus de 37 GW de panneaux importés, les Pays-Bas arrivent en tête des importateurs européens, suivis par l’Espagne avec 10,5 GW. L’Europe a toutefois enregistré une baisse des importations, avec un recul de 7 % par rapport à 2023.

Et les autres régions du monde ?

La région Asie-Pacifique a importé plus de 68 GW en 2024, enregistrant une hausse de 26 % largement portée par le Pakistan, qui a dominé le marché. Le pays a vu ses importations bondir de 127 % par rapport à l’année précédente en atteignant 16,91 GW. Les Amériques ont, quant à elles, totalisé 33,28 GW de modules importés, en hausse de 10 %, avec une majorité des expéditions destinées au Brésil. Au Moyen-Orient, les importations ont grimpé de 99 %, atteignant 28,79 GW, l’Arabie saoudite représentant la plus grande part du marché. Enfin, l’Afrique a importé plus de 11 GW, soit une augmentation de 43 % par rapport à 2023. Bien que les importations sud-africaines aient reculé de 7 %, le pays est resté le plus grand importateur du continent avec 3,8 GW importés.

En 2025, plusieurs facteurs pourraient influencer ces tendances, selon Infolink. La faiblesse de l’économie européenne et les ajustements tarifaires sur les importations au Brésil seront à surveiller de près. De plus, le plan de l’Inde pour soutenir son industrie solaire pourrait avoir un impact sur les exportations chinoises.

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Aux États-Unis, une nouvelle technologie de stockage thermique souterrain est à l’étude pour réduire la consommation électrique des centres de données. Ce système vise à fournir une source de refroidissement lors des pics de demande, notamment pendant les heures les plus chaudes de la journée.

Au cours des prochaines années, la demande en énergie des centres de données est prévue d’exploser, une hausse drastique liée à la croissance fulgurante de l’intelligence artificielle et des services numériques. D’ici 2030, elle pourrait représenter jusqu’à 9 % de la production nationale aux États-Unis, selon une étude de l’Electric Power Research Institute. Pour limiter l’impact de cette hausse sur le réseau électrique, le Département américain de l’énergie finance un projet piloté par le National Renewable Energy Laboratory (NREL). Ce projet propose un système de stockage géothermique pour refroidir les équipements. Un enjeu majeur, puisque le refroidissement représenterait à lui seul près de 40 % de la consommation énergétique annuelle des centres de données.

Une batterie pour stocker du froid

Baptisé Cold underground thermal energy storage (Cold UTES), ce projet repose sur un nouveau type de stockage souterrain d’énergie thermique à froid. Le NREL n’a pas encore révélé les détails de sa technologie, mais d’après le communiqué, l’idée est de créer une sorte de batterie souterraine capable d’accumuler du froid. Celle-ci fonctionnera par cycles de charge/décharge, et sera connectée aux systèmes de refroidissement existants des centres de données.

Le principe est simple : durant les heures les plus fraîches où la demande en refroidissement est la plus faible, l’électricité sera utilisée pour produire et stocker du froid. En période de forte demande, cette énergie stockée sera ensuite récupérée pour refroidir directement les équipements. Ce système permet de réduire la charge de refroidissement des centres de données, c’est-à-dire la quantité de travail nécessaire pour maintenir les serveurs à température, et ainsi de diminuer la consommation énergétique. Le Cold UTES peut servir aussi bien de stockage de courte durée que de longue durée, allant jusqu’à l’échelle saisonnière. Dans ce cas, le froid accumulé en hiver est utilisé pendant l’été.

Pour l’instant, le projet en est encore à sa phase d’étude de faisabilité technique et économique. Le NREL prévoit par ailleurs d’étudier l’évolution de la charge de refroidissement des centres de données sur les 30 prochaines années lorsque la technologie sera intégrée. À terme, Cold UTES devrait être déployé à grande échelle à travers le pays, réduisant ainsi la pression exercée sur le réseau électrique national et limitant le besoin d’en augmenter la capacité.

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Aux États-Unis, une entreprise spécialisée dans le recyclage lance la première ligne entièrement dédiée au traitement des panneaux solaires bifaciaux. Cette installation de pointe permettrait de séparer les différents composants avec précision, pour ainsi atteindre un taux de récupération de 99 %.

Il y a plus de deux ans, le monde a franchi la barre du térawatt de puissance solaire installée. Depuis, ce chiffre ne cesse d’augmenter à un rythme impressionnant, boosté par la multiplication des centrales photovoltaïques qui se développent à grande échelle. Cette croissance fulgurante du solaire a également donné naissance à un nouveau marché : celui du recyclage des panneaux solaires. La demande est d’autant plus pressante que la première génération de modules approche de la fin de son cycle de vie, estimé entre 20 et 30 ans.

Jusqu’à présent, la grande majorité des modules traités dans les usines de recyclage sont des modèles monofaciaux. Pourtant, une entreprise américaine, Solar panel recycling (SPR), investit déjà dans une ligne de recyclage spécialement dédiée à la technologie des panneaux bifaciaux. Conçue par l’équipe interne de la société, cette installation est revendiquée comme la première de son genre.

Une récupération à 99 %

SPR n’a pas dévoilé les détails techniques du fonctionnement de sa nouvelle machine, mais affirme que celle-ci permettrait d’atteindre un taux de récupération allant jusqu’à 99 % ou plus. Le PDG de l’entreprise a également précisé que cette technologie assurerait une séparation minutieuse des composants, contrairement au broyage. Le procédé permet ainsi une meilleure réintégration des matériaux dans la chaîne d’approvisionnement. De plus, la société garantit une séparation « propre » du verre, le composant le plus lourd d’un module, pour en optimiser la réutilisation.

À l’instar d’autres entreprises de recyclage, SPR constate une part croissante de panneaux bifaciaux parmi le flux de modules entrants. Ces appareils sont souvent endommagés lors de leur transport, de leur installation ou à la suite de conditions météorologiques extrêmes. Toutefois, le traitement de ces modules à l’aide de lignes conventionnelles a conduit à un taux de récupération relativement faible, selon l’équipe de SPR. Le lancement de la nouvelle ligne vise ainsi à remédier à cette inefficacité.

Vers une normalisation des panneaux bifaciaux ?

Cet investissement est surtout pour SPR une préparation à faire face à une demande croissante de recyclage des panneaux bifaciaux dans les années à venir. Ces modules, choisis pour leur rendement supérieur — de 5 à 15 % de plus que les monofaciaux — séduisent de plus en plus les opérateurs. Par ailleurs, de nombreux grands nouveaux projets de centrales solaires dans le monde ont déjà adopté cette technologie. C’est par exemple le cas du projet Midong en Chine, la plus grande centrale solaire actuellement en service, qui compte plus de cinq millions de panneaux bifaciaux.

L’Agence internationale de l’énergie souligne même que la technologie bifaciale commence à dominer le marché photovoltaïque. Elle prévoit qu’elle représentera jusqu’à 70 % du marché d’ici 2033 — des panneaux qui, tôt ou tard, devront, eux aussi, être recyclés.

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En 2024, les énergies renouvelables ont continué de dominer le mix électrique allemand. Elles ont représenté 59 %, contre 56 % l’année précédente, selon le Bundesnetzagentur (BNetzA), l’agence fédérale allemande des réseaux.

C’est un nouveau record pour le pays qui souhaite atteindre un mix électrique composé à 80 % de renouvelables d’ici seulement 2030. Selon le rapport du BNetzA, l’énergie éolienne a demeuré la principale source de production, représentant 31,9 % du total, un niveau stable comparé à l’année précédente. Le solaire, en revanche, a fortement augmenté pour atteindre une part de 14 % en raison d’un été particulièrement ensoleillé et de l’ajout de nouvelles capacités installées. Par ailleurs, les installations photovoltaïques ont franchi le seuil des 100 gigawatts (GW) de puissance grâce à près de 17 GW nouvellement installés. Au total, les sources renouvelables ont produit 254,9 térawattheures (TWh) d’électricité sur les 431,9 TWh générés par l’ensemble du parc électrique.

Plus de gaz et d’importations, moins de charbon

Intégrer davantage d’énergies renouvelables dans le mix énergétique implique plus d’efforts dans la gestion de l’intermittence du solaire et de l’éolien. Suite à la fermeture de ses dernières centrales nucléaires en 2023, l’Allemagne a dû se tourner davantage vers le gaz naturel, qui a généré plus de 56 TWh d’électricité en 2024, soit une augmentation de plus de 8 % par rapport à l’année précédente. Les importations d’électricité ont également augmenté, atteignant alors 67 TWh, soit 13,8 % de plus que l’année précédente, avec la France comme principal fournisseur. Les exportations ont, pour leur part, diminué de 10 %, s’établissant à environ 35 TWh.

En parallèle, l’Allemagne poursuit lentement sa sortie du charbon avec la fermeture de centrales totalisant une puissance de 6,1 GW. Sa part dans le mix a diminué à 23 % en 2024, contre 26 % en 2023, soit une baisse de 3 %. Pour rappel, le pays vise à éliminer cette source d’énergie d’ici 2038, et idéalement d’ici 2030.

La hausse de la part de renouvelables et la diminution du charbon, bien qu’à des rythmes lents, semblent avoir eu une répercussion significative sur les émissions allemandes. En effet, selon le groupe de réflexion Agora Energiewende, le pays a diminué ses émissions de 18 millions de tonnes, le secteur de l’énergie ayant contribué à 80 % de cette baisse. De plus, l’Allemagne aurait même dépassé de 36 millions de tonnes son objectif de réduction annuel.

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2024 a été une année marquante pour le Royaume-Uni en matière d’énergie, le pays ayant battu son record de production d’électricité bas-carbone. Ce succès est attribué aux investissements massifs dans les énergies renouvelables, notamment l’éolien, ainsi qu’à l’abandon du charbon.

Au Royaume-Uni, l’électricité n’a jamais été aussi propre qu’en 2024, selon l’analyse du média britannique Carbon Brief. Les énergies nucléaire et renouvelables ont ensemble représenté 58 % du mix électrique, un record. À l’inverse, la part des énergies fossiles a atteint son plus bas niveau historique de 29 %, avec le gaz naturel restant la source dominante, juste devant l’éolien. En dix ans, le pays a réussi à doubler sa capacité en renouvelables, passant de 65 térawattheures (TWh) en 2014 à 143 TWh en 2024. Pour la première fois, ces énergies ont constitué 45 % du mix électrique, tandis que la part des combustibles fossiles a été réduite de moitié par rapport à 2014.

Un exploit dû à la sortie du charbon

Selon Carbon Brief, l’augmentation de la part des énergies bas-carbone dans le mix électrique du Royaume-Uni est principalement due à l’abandon définitif du charbon. Pour rappel, sa dernière centrale, celle de Ratcliffe-on-Soar, a été fermée en septembre 2024. Cela avait marqué la fin de la filière après plus de 140 ans d’exploitation, faisant du Royaume-Uni le premier pays du G7 à sortir définitivement de cette énergie fossile.

La sortie du charbon et la hausse de la part de l’éolien se sont répercutées directement sur l’intensité carbone du pays, c’est-à-dire la quantité moyenne de CO2 émise par kilowattheure (kWh) d’électricité produite. En 2024, celle-ci s’élevait à 124 g/kWh, contre 419 g/kWh en 2014, soit une réduction de 70 %. D’après le rapport, le déclin du nucléaire aurait pu augmenter cette intensité, mais le déficit a été rapidement compensé par l’énergie éolienne, devenue le principal pilier de la transition énergétique britannique.

Pour l’année en cours, la tendance à la hausse de la part d’électricité « propre » devrait se poursuivre, grâce à une diminution continue de la production du gaz et au développement de nouveaux projets renouvelables. Toutefois, le Royaume-Uni est encore loin de son objectif à court terme, qui est de parvenir à 95 % d’électricité bas-carbone d’ici 2030, d’autant plus que la demande est prévue d’augmenter significativement avec l’électrification des voitures et des systèmes de chauffage.

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À en croire la récente annonce d’une entreprise énergétique américaine, la fusion nucléaire pourrait bientôt intégrer le mix énergétique de l’État de Virginie. D’ici cinq ans, cette innovante source d’énergie devrait fournir de l’électricité à des milliers de foyers et contribuer à la transition énergétique du territoire.

La fusion nucléaire est souvent considérée comme une source d’énergie « idéale ». Produisant peu de déchets, cette technologie offre une capacité de production bien supérieure à celle de la fission nucléaire. Elle est également jugée plus sûre et ne produit pas les déchets hautement radioactifs de longue durée associés aux réacteurs traditionnels. Ces avantages expliquent pourquoi la recherche dans ce domaine s’intensifie au fil des années. Alors que les scientifiques espéraient initialement mettre en service les premiers systèmes à grande échelle d’ici la fin du siècle, les premiers modèles commerciaux pourraient désormais être lancés dès 2030.

Un réacteur à fusion de 400 mégawatts pour 2030

C’est l’entreprise américaine Commonwealth Fusion Systems (CFS), une filiale du MIT, qui est à l’origine du projet. La société a récemment annoncé son intention de construire la première centrale nucléaire à fusion à l’échelle du réseau, appelée ARC. L’installation aura une puissance de 400 mégawatts, et sera implantée en Virginie, dans le parc industriel James River.

Le projet ARC est précédé d’une centrale de démonstration appelée SPARC, sur laquelle l’équipe du CFS continue toujours de travailler. Ce réacteur devrait produire son premier plasma (l’état du combustible lorsqu’il est porté à très haute température) d’ici 2026, et délivrer de l’électricité un peu plus tard. Quant à l’ARC, il est prévu qu’il soit opérationnel d’ici 2030. Exploité par CFS, il sera connecté au réseau électrique pour desservir quelque 150 000 foyers. Le projet devrait soutenir les efforts de décarbonation de la Virginie et stimuler son économie. De sa construction à son exploitation, le réacteur pourrait être à la source d’une centaine de nouveaux emplois.

Un aimant supraconducteur d’un nouveau genre

Si à ce jour, aucune centrale nucléaire à fusion n’a été opérationnelle en dehors du cadre expérimental, c’est principalement en raison de la complexité de la technologie et des coûts élevés associés. Chez CFS, l’un des éléments clés pour surmonter les défis a été l’intégration d’un nouveau type d’aimant supraconducteur conçu par les élèves du MIT sous la direction de leur professeur (qui est également le directeur de l’entreprise). Ce matériau sert à créer le champ magnétique nécessaire pour confiner le plasma, les matériaux solides ne résistant pas à sa température très élevée.

Ce nouvel aimant intègre un composé appelé « oxyde de cuivre et de baryum de terres rares » et a, en 2021, établi son premier record mondial de puissance de champ magnétique. Ce premier exploit avait permis de valider sa faisabilité au sein d’un réacteur à fusion. Selon les chercheurs du CFS, bien que d’autres matériaux supraconducteurs capables d’atteindre la puissance requise existent, ils ne sont pas économiquement viables pour une utilisation commerciale.

Reste à voir si l’ARC réussira à être le premier à entrer en service, sachant que d’autres concurrents tablent également sur un lancement au cours de la prochaine décennie.

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