C’est un ensemble de technologies qui avaient fait parler d’elles, il y a quelques années, mais qui ne sont plus guère citées dans l’actualité. Et pourtant, elles promettaient de stocker la chaleur indéfiniment. Ont-elles été définitivement abandonnées ? Prenons un peu de recul.

C’est un container semblable à nul autre qui a été modifié sur un parking dans la région de Zurich. Ce sont environ 18 m² de capteurs solaires thermiques qui ont été ajoutés sur son toit et sur une de ses faces. À l’intérieur, une tuyauterie complexe relie plusieurs réservoirs à un réacteur central. Et dans ce réacteur, se produit une réaction bien particulière. Lorsque la lumière du soleil réchauffe les capteurs à l’extérieur, la chaleur produite permet d’assécher une solution de soude, c’est-à-dire d’en extraire l’eau et de la concentrer. Inversement, lorsqu’il n’y a plus de chaleur solaire, l’eau est réinjectée dans la solution de soude concentrée. Et cette dernière réaction produit une grande quantité de chaleur.

C’est une réaction tout à fait connue, que peut-être certains de nos lecteurs ont déjà expérimentée en travaux pratiques de chimie : il faut diluer la soude dans l’eau, et pas l’inverse, et ce très lentement, afin de ne pas risquer de surchauffe du mélange et des projections dangereuses. Et c’est cette réaction, réversible, qui permet de concevoir un système de stockage de la chaleur.

C’est l’expérience qu’a menée l’équipe de Benjamin Fumey, pour démontrer la possibilité de stocker la chaleur solaire dans la soude. Il s’agissait du projet COMTES, financé par l’Union européenne. Au cours de leurs essais menés en 2015 et en 2016, ils ont pu restituer une puissance thermique de 1 kW. Mais ils ont également rencontré des difficultés techniques, liées à la conception du réacteur. Leurs résultats sont décrits dans leur article publié dans la revue Energy Procedia, accessible en source ouverte.

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Le stockage thermochimique permet de conserver indéfiniment la chaleur

La technique utilisée par l’équipe suisse fait partie d’un éventail de technologies, généralement désignées par l’acronyme TCES, pour Thermochemical Energy Storage. Elles ont pour finalité de stocker la chaleur, en utilisant des réactions réversibles qui absorbent de la chaleur (endothermiques) lors de la phase de charge du stockage, et qui produisent de la chaleur (exothermiques) lors de la phase de décharge.

Il faut bien distinguer le TCES de deux autres types de stockages par chaleur. Tout d’abord le stockage par chaleur sensible, basé sur la variation de température d’un matériau, qui est le principe utilisé dans un ballon-tampon, ou une simple bouillotte. Il se distingue également des systèmes basés sur le changement de phase d’une substance (chaleur latente), par exemple, de la glace, comme dans le concept de ballon de glace de la société Boreales.

En général, les TCES bénéficient généralement d’une plus grande densité énergétique que ces autres systèmes, et surtout, en principe, ils ne perdent pas d’énergie au cours du stockage. En effet, la chaleur est stockée de manière pérenne dans les liaisons chimiques entre les substances utilisées ; en particulier, il n’y a pas besoin d’isoler thermiquement le réservoir pour limiter au maximum les pertes de chaleur. La majorité des pertes d’énergie ne se produisent ainsi qu’au cours des phases de chargement et de déchargement, comme dans un accumulateur électrochimique comme les batteries Li-ion.

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Les projets n’ont cependant pas abouti

Malheureusement, les expérimentations menées n’ont pas encore permis d’aboutir à la mise sur le marché de systèmes de stockage opérationnels. Un des projets les plus avancés était celui de la société SaltX, en partenariat avec Vatenfall, sur la centrale de Reuter West. Une installation de taille importante avait été mise en service en avril 2019. Elle devait stocker 10 MWh. Il semblerait qu’elle ait fonctionné correctement. Elle a toutefois été rapidement démantelée. Depuis, la société SaltX utilise sa technologie pour la calcination, plutôt que pour le stockage de chaleur ; sur son site internet, elle propose toutefois sa technologie pour du stockage d’énergie si des clients se montrent intéressés.

Il faut dire que de nombreux désavantages ont été identifiés pour cette technologie, comme le révèle une étude par N’Tsoukpoe et Kuznik en 2021. En pratique, ce type de stockage montre bien des pertes de chaleur avec le temps. Par ailleurs, les matériaux restent coûteux au regard de la valeur économique de l’énergie stockée. Les auteurs recommandent ainsi une évaluation complète de ces systèmes, avant de mener tout projet de développement. Est-ce un dernier clou dans le cercueil de cette technologie ?

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Mais l’histoire n’est pas finie

Les technologies de stockage d’énergie thermochimiques sont toujours citées dans les options d’avenir pour le stockage de la chaleur. Par exemple, elles figurent en bonne place dans le rapport de la Commission Européenne intitulé Novel Thermal Energy Storage in the European Union, de 2023. Le rapport note toutefois que leur leur niveau de maturité technologique est moins élevé que des solutions concurrentes, au mieux de 7 sur l’échelle TRL (Technology Readiness Level), c’est-à-dire le niveau de l’échelle pilote.

De nombreuses recherches sont toujours en cours. Citons ne serait-ce que cette étude de 2024 de chercheurs italiens de l’école polytechnique de Milan et de l’institution de recherche RSE. Ils ont pu tester un prototype avec diverses zéolites, un minéral constitué d’un squelette d’aluminosilicate et d’un réseau très dense de micropores. Lorsque de l’air humide est insufflé dans la zéolite, l’humidité est adsorbée à la surface de la zéolite, ce qui produit de la chaleur, et chauffe l’air. Inversement, insuffler de l’air chaud et sec permet de sécher la zéolite et de la préparer pour une restitution ultérieure de chaleur. Tant que la zéolite sèche reste à l’abri de l’humidité, le stock d’énergie est ainsi conservé. L’expérience a pu mieux comprendre ce genre de système, les cas où il se montre plus efficace que d’autres, et estimer son efficacité énergétique globale à environ 50 %.

Le stockage d’énergie thermochimique est-il donc dans une impasse ? Non, car ces solutions n’ont pas été abandonnées. Même s’il faut toutefois fortement tempérer ses possibilités pratiques aujourd’hui. Ainsi, ce n’est malheureusement pas demain que vous pourrez équiper votre maison d’un système de stockage thermochimique qui stockera le surplus de chaleur de vos capteurs thermiques, pour la restituer l’hiver prochain. Mais peut-être après-demain ?

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« La simplicité est la sophistication suprême » a dit Léonard de Vinci. Garder les choses simples est toujours une injonction de bon sens, même si elle n’est pas toujours facile à mettre en œuvre. Cette start-up australienne veut résoudre ainsi un défi de taille de la transition énergétique : la production massive d’hydrogène.

La voie la plus connue aujourd’hui pour produire l’hydrogène décarboné est l’électrolyse. Il faut, pour ce faire, produire en premier lieu de l’électricité propre, par exemple, en convertissant le rayonnement solaire en électricité par une centrale photovoltaïque, puis ensuite utiliser cette électricité pour produire de l’hydrogène vert par électrolyse de l’eau. Au total, ce sont deux étapes qu’il faut prévoir. Peut-on faire plus simple, comme l’a recommandé Léonard de Vinci ?

C’est possible, en utilisant, par exemple, le procédé dit de craquage de l’eau par photocatalyse (Photocalytic Water Splitting en anglais, ou PWS). Avec cette approche, on utilise de la lumière pour casser la molécule d’eau en deux, c’est-à-dire d’une part l’oxygène, et d’autre part l’hydrogène. Pour cela, il faut une grande quantité de lumière, ayant une énergie suffisante et des catalyseurs, par exemple, du dioxyde de titane (TiO₂).

Un projet australien qui avance vite

Sparc Hydrogen a lancé un projet pilote pour maîtriser cette technologie. Il s’agit d’une joint-venture qui regroupe Sparc Technologies, société spécialisée dans les technologies de la transition énergétique, Fortescue, un investisseur dans ce type de projets, et l’Université d’Adélaïde. L’installation ressemblera à une centrale solaire à concentration, constituée de rangées de miroirs (de technologie Fresnel) faisant face à une tour, où la lumière sera concentrée pour produire la réaction de photocatalyse.

Pour appuyer ce projet, la start-up se base sur les résultats positifs obtenus à l’aide d’une centrale de recherche implantée à proximité de la ville de Newcastle, au sud-est de l’Australie. La campagne d’essais s’est déroulée entre 2023 et 2024, et permettra d’appuyer la conception en cours de la centrale pilote, à plus grande échelle, qui sera installée à proximité d’Adélaïde, dans le sud du pays. La joint-venture vient de décider la construction de la centrale pilote, qui devrait voir le jour à mi-2025.

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Les kits solaires sont de petites centrales photovoltaïques de quelques centaines de watts-crête, qui peuvent fournir une petite production solaire avec une facilité d’installation déconcertante. Le choix devient pléthorique, et c’est une excellente nouvelle. Pour s’y retrouver, aujourd’hui, nous testons le kit Preasy de l’entreprise française DualSun.

Présentation du kit solaire DualSun Preasy

Le kit solaire Preasy de DualSun est constitué d’un panneau photovoltaïque bifacial de technologie TOPCON, de type N ; ses cellules sont monocristallines et d’aspect noir. Il est monté sur deux armatures latérales, en métal au revêtement décoratif aspect bois, qui permettent de redresser le panneau avec un angle de 30° environ. Du fait de cette conception, le panneau est aéré et peut produire par ses deux faces, de façon à améliorer son rendement.

La puissance nominale d’un kit est de 420 Wc ; il est possible d’en connecter un maximum de deux pour un total de 840 Wc. Pour des puissances supérieures, Dualsun renvoie vers son réseau de professionnels pour construire une installation sur-mesure, par exemple, en toiture.

Les dimensions dépliées sont de 107 cm x 178 cm (soit de l’ordre de 2 m² au sol) pour une hauteur de 74 cm. Le poids du panneau est donné à 36 kg. Comme la plupart des kits photovoltaïques dits plug and play, le Preasy se connecte au secteur, sur une installation triphasée ou monophasée, avec ou sans Linky – DualSun précise toutefois que l’installation électrique du logement doit être raccordée au réseau public, pour la bonne synchronisation de ses micro-onduleurs. Nous avons contacté DualSun à ce propos, qui nous indique avoir fait ce choix pour des raisons d’encombrement : « les onduleurs qui fonctionnent sans réseau électrique sont beaucoup plus volumineux et peu adaptés à l’usage pratique du Preasy. ». Ajoutons que le câble de connexion au réseau mesure 10 mètres.

De longues durées de garantie

Le produit est garanti 25 ans pour le panneau et pour le micro-onduleur ; en ce qui concerne le panneau, sa garantie peut être étendue à 5 ans, sous conditions. Les performances sont garanties jusqu’à 80 % de rendement sur 30 ans. Il peut être relevé que les kits sont assemblés en France, dans l’usine de Jujurieux, près de Lyon ; c’est dans cette même usine qu’est produite la partie thermique et qu’est réalisé l’assemblage des panneaux hybrides Spring de DualSun. Les panneaux photovoltaïques du Preasy, en revanche, sont bien fabriqués en Chine.

Le produit n’est pas vendu directement en ligne ; DualSun, en effet, a choisi de confier la distribution à son réseau professionnel. Pour ce faire, le client peut se rendre sur le site de la société pour solliciter un installateur partenaire. Le prix conseillé par DualSun est de 680 € TTC par panneau, auxquels peuvent s’ajouter des frais de services et de montage si nécessaire. Cependant, les boutiques qui le commercialisent actuellement proposent un tarif autour de 900 € TTC, ce qui est particulièrement cher pour un kit solaire de seulement 420 Wc.

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Montage et installation du kit solaire DualSun Preasy

Le montage du kit Preasy est très facile. DualSun promet 5 minutes de montage, nous devons admettre avoir pris un peu plus de temps, sans que cela devienne toutefois déraisonnable : de l’ordre de 30 minutes. Il faut être deux pour manœuvrer les composants sans risquer de les endommager, et on ne peut que recommander de bien protéger le sol pour éviter toute mésaventure.

DualSun fournit des attaches pour le passage du câble autour de l’armature, pour le cas où le câble doive passer du côté opposé. C’est peut-être l’opération qui prend le plus de temps. Vient ensuite le lestage du panneau. Celui-ci est réalisé par deux ballasts plats en plastique, posés sur un système de grilles. Ces ballasts peuvent être remplis de 15 L d’eau ou de 24 kg de sable. Nous avons opté pour l’eau, et c’est assez aisé de les remplir. À noter que DualSun permet de monter les panneaux verticalement sur un mur, nous n’avons pas toutefois testé cette possibilité.

La localisation des panneaux est bien sûr très importante, et peut conduire à quelques réflexions. En premier lieu, les panneaux doivent être orientés au mieux, c’est-à-dire le plus possible vers le sud, en minimisant les ombres portées par les arbres et les bâtiments à chaque moment de la journée. Par ailleurs, sans que ce soit obligatoire, il est préférable de les placer sur une surface dure, sans végétation ; dans le cas contraire, il sera nécessaire de le déplacer régulièrement pour pouvoir tailler régulièrement la végétation autour. Le Preasy doit également être à portée du câble secteur, et à portée du WiFi (pour transmettre les informations). Trouver le meilleur emplacement peut ainsi demander quelques essais.

Branchement électrique et connectivité

Le branchement est d’une grande simplicité : directement sur le secteur. Il ne faut que quelques minutes pour que le boîtier de monitoring se connecte et commence à produire. Pour ce qui est de la connectivité internet, celle-ci est d’une grande facilité également : après avoir installé l’application MyDualSun sur son smartphone, on se connecte au boîtier d’abord par Bluetooth, ce qui permet ensuite de connecter le Preasy au WiFi, et donc à internet. L’application permet ensuite de suivre la production.

L’application fournit des données nombreuses :

• La courbe de production en temps réel, pour chaque jour, ainsi que la courbe d’ensoleillement ;
• L’historique de production, sur 30 jours, ou fournissant mois par mois, la production totale, les économies d’électricité et les économies de CO2 réalisées.

Une fois le kit connecté, l’installation doit être déclarée, par le biais d’une Convention d’Autoconsommation Sans Injection (CACSI) auprès d’Enedis. DualSun fournit un guide pas à pas pour remplir cette formalité. À noter que cette déclaration ne permet pas de conclure un contrat de vente d’électricité ; pour ce faire, il faut une installation en dur de plus grande puissance, par exemple, en toiture.

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Test de production du kit solaire DualSun Preasy

Nous avons pu tester également la production. Les conditions de production dépendent fortement de la localisation du logement, de la disposition du panneau et des conditions météorologiques. Les données ci-dessous ne seront donc représentatives que du test lui-même, et ne doivent être vues que comme un aperçu.

Nous avons installé le Preasy dans le Jura, quasiment face au sud ; son emplacement n’est toutefois pas tout à fait optimal, car des ombres s’y portent en matinée et le soir. Du fait des panneaux noirs et de son armature aspect bois, il présente un certain style, qui a été remarqué.

Les panneaux ont été testés de début septembre 2024 à mi-janvier de cette année. Les conditions d’ensoleillement ont été loin d’être au beau fixe, aussi la production d’électricité n’a pas été à son meilleur. À plusieurs reprises, la puissance a quasiment atteint son maximum théorique, avec quelques périodes à près de 400 W (soit 95 % d’une puissance nominale de 420 Wc).

Sur le mois de septembre, ce sont 31 kWh qui ont été produits (à partir du 05 septembre jusqu’à la fin du mois). Quelques minimums de l’ordre de 0,1 – 0,2 kWh se sont produits, avec, par exemple, 0,16 kWh le 26 septembre, caractérisé par une météo exécrable. La production maximale quotidienne a été de 2 kWh, observée le 15 septembre avec une belle courbe en cloche. La production a ensuite suivi la diminution de la ressource en lumière solaire : octobre à 27 kWh, novembre à 19 kWh et décembre à 16 kWh.

Il peut être relevé que plusieurs épisodes de vent fort ont été observés pendant le test, qui n’ont pas été sans effet sur le mobilier de jardin. En revanche, le Preasy, bien lesté, n’a pas bougé d’un pouce.

Économies réalisées

La production totale, incluant une partie du mois de janvier, est de 107 kWh. L’application les convertit en 26,84 € économisés, sur la base du tarif bleu réglementé d’EDF en option base en 2024. Il faut noter que le montant économisé est une économie potentielle, car pour réaliser ces économies en réalité, il faut pouvoir, à chaque instant, consommer la totalité de l’électricité produite par le Preasy. Dans le cas contraire, l’électricité est livrée sur le réseau, sans rémunération. Pour maximiser la part autoconsommée, il peut être utile de repenser ses usages de l’électricité pour les concentrer sur les périodes de maximum de production.

Il n’est pas aisé d’extrapoler l’économie à l’échelle de l’année, car la production sera plus élevée en été, dans une proportion complexe à estimer. Par ailleurs, la période écoulée n’a pas du tout été favorable pour la production photovoltaïque : beaucoup de nuages, beaucoup de pluie. On rappelle toutefois que plus de 95 % de la puissance nominale ont bien été atteints en pratique, ce qui implique que le panneau devrait avoir une bonne productivité sur une année complète.

Pour finir, en ce qui concerne les économies de carbone, l’application indique 28,8 kg-CO₂ économisés, soit 270 g-CO₂/kWh, ce qui correspond à l’intensité carbone du réseau européen. On relève que l’intensité carbone de l’électricité française est nettement plus faible ; substituer l’électricité du réseau français par l’électricité du PREASY ne permet vraisemblablement pas de réaliser de telles économies dans le cadre du mix électrique français.

Test du kit solaire DualSun Preasy : notre verdict

Finalement, le kit Preasy est un kit solaire à l’aspect élégant, d’une grande facilité d’installation et facile à connecter. Pour ce que nous avons pu tester, ses performances sont conformes aux spécifications du fabricant. DualSun propose en outre un accompagnement complet par son réseau d’installateurs.

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La Commission européenne planche sur les futures normes pour les moyens de chauffage au bois. Un projet devait être présenté à Bruxelles le 12 février. Mais elle a été la cause d’un certain émoi, voire d’une certaine panique, notamment en République tchèque.

Et pour cause, le projet prévoit des normes si strictes qu’elles conduisent certains à envisager une disparition pure et simple des poêles ou des chaudières à bois dès 2027. La levée de boucliers fut vivre, particulièrement en Allemagne et en République tchèque. Là-bas, les représentants de la filière ont avancé que les nouvelles normes sortiraient du marché la grande majorité des modèles de poêles à bois disponibles et pourraient conduire à une hausse importante de leur prix.

Par ailleurs, une autre exigence est sous le feu des critiques : celle d’équiper les systèmes de chauffage au bois de systèmes de régulation automatique. Une telle exigence ne permettrait plus à ces systèmes de fonctionner sans électricité – un avantage certain pour ceux qui vivent dans des zones où le réseau électrique est insuffisamment robuste, et qui craignent les conséquences de coupures de courant en hiver. Et qui considèrent un poêle au bois comme une solution de secours.

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Un projet qui a rencontré une vive opposition

Le ministre de l’Industrie et du commerce de la République tchèque, Lukáš Vlček, s’est opposé à ces propositions de nouvelles règles : « Notre objectif est que la politique verte européenne corresponde aux développements technologiques et n’ait pas d’impact disproportionné sur les portefeuilles des ménages et des entreprises tchèques. […] Nous ferons pression pour que la proposition soit révisée et corresponde aux possibilités réelles. ».

Cette opposition fut suffisante pour que la Commission européenne reporte la réunion du 12 février, le temps de réaliser « un travail technique supplémentaire nécessaire ». « L’interdiction controversée des poêles à bois est reportée » titre Euractiv. Rappelons que le chauffage au bois est dans le collimateur de l’UE du fait des risques sanitaires liés au monoxyde de carbone et aux fumées, causes d’asthme et d’autres maladies pulmonaires.

Le report du projet par la Commission européenne reste un soulagement pour ceux qui estiment que des normes trop sévères auraient un impact très négatif sur les moyens de chauffage des ménages disponibles aujourd’hui, ainsi que, dans une plus large mesure, sur la transition énergétique. L’eurodéputé allemand Peter Liese déclare ainsi : « Pour nous, les systèmes de chauffage à la biomasse sont une partie importante de la transition énergétique. »

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Depuis peu, les propriétaires de panneaux photovoltaïques de Nouvelle-Calédonie constatent la présence d’une nouvelle ligne sur leur facture d’électricité. Il s’agit d’une taxe, entrée en vigueur le 1ᵉʳ janvier 2025 et qui concerne tous ceux qui possèdent une installation.

La taxe, appelée, « prime d’utilisation du réseau », est destinée à financer le réseau électrique de Nouvelle-Calédonie. Le groupe politique UNI-Palika, à l’origine de la loi, la justifie par le fait que les propriétaires de panneaux photovoltaïques bénéficient d’une «  facture d’électricité nulle ou quasi nulle, quand elle n’est pas négative. Ces clients ne contribuent donc pas au financement du réseau électrique et aux outils de production dont ils bénéficient pourtant à certains moments, notamment la nuit ».

La taxe est calculée sur la base de la puissance souscrite (et non la puissance de la centrale), tant que cette dernière est supérieure à 5 kVA. Le taux est fixé à 5 000 francs pacifiques (CFP) par kVA, soit environ 42 euros. En moyenne pour les 7 000 foyers concernés, elle représente tout de même un coût supplémentaire d’environ 250 euros sur l’année.

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Un environnement délétère pour l’investissement

Elle s’applique pour tous les propriétaires d’une centrale solaire. Qu’ils soient raccordés au réseau (EEC-Enercal), ou en autoconsommation. Et elle va plus loin encore : elle s’applique aussi bien aux nouvelles installations qu’aux anciennes.

Et c’est ce dernier point qui a soulevé les plus vives protestations. En effet, comme investir dans une installation photovoltaïque, s’il existe le risque qu’un effet rétroactif et imprévisible vienne anéantir toute prévision de rentabilité ? Un tel risque arbitraire est difficilement acceptable pour de tels projets, et le précédent que constitue cette taxe menace de bloquer tout nouvel investissement. C’est pour cette raison que nombreux sont ceux qui appellent à revenir sur cette loi votée le 22 août 2024 par le Congrès de Nouvelle-Calédonie.

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Une telle taxe peut-elle être appliquée en France métropolitaine ?

Le réseau de transport et de distribution est financé en France métropolitaine par le TURPE (Tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité), qui a augmenté de 10 % cette année. Il n’est pas prévu aujourd’hui qu’une « taxe solaire » comme en Nouvelle-Calédonie vienne compléter ce financement. Toutefois, de la part d’un gouvernement qui peine à boucler son budget, il est difficile d’être certain qu’une telle taxe solaire ne puisse pas être proposée. Rappelons qu’en France métropolitaine, les producteurs d’électricité photovoltaïque avec contrat de revente payent déjà une taxe supplémentaire pour l’utilisation du réseau.

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L’hydrogène est depuis longtemps pressenti comme un vecteur de la transition énergétique. Sa production, notamment par électrolyse, reste toutefois coûteuse. Mais l’Université de Liverpool propose une solution, au point d’union entre deux domaines : l’ingénierie biologique et les technologies de l’énergie propre.

Le biomimétisme est un principe de conception qui vise à s’inspirer de la nature pour mettre au point des systèmes technologiques. Les solutions naturelles, après tout, n’ont-elles pas été éprouvées par 3,8 milliards d’années d’évolution ? En la matière, la biosphère s’avère experte dans la transformation de l’énergie du soleil pour produire des substances chimiques variées, en premier lieu par la photosynthèse.

Dès lors, il n’est en rien déraisonnable de chercher à s’en inspirer. Et c’est bien ce qui a été fait à l’Université de Liverpool, par les équipes du professeur Luning Liu, qui occupe la Chair of Microbial Bioenergetics and Bioengineering (chair Bioénergétique et bioingénierie microbienne) et le professeur Andy Cooper de la Materials Innovation Factory de l’université (Atelier des matériaux innovants).

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Un nanoréacteur hybride pour utiliser toute la lumière du soleil.

Imiter la nature est bien difficile. Le premier écueil rencontré par les chercheurs est de parvenir à produire un réacteur de photosynthèse artificielle qui exploite une large partie du spectre du rayonnement solaire. La deuxième difficile réside dans la durabilité de ces réacteurs, rapidement dégradés par l’environnement, et notamment par l’oxygène de l’atmosphère.

L’innovation de l’équipe de recherche réside dans une combinaison spécifique de matériaux très différents, d’où son nom de « réacteur hybride ». Un semi-conducteur organique, doté de pores microscopiques, joue le rôle, en quelque sorte, de collecteur de lumière. Ce composant transfère ensuite la lumière vers des enzymes biologiques, très efficace pour produire de l’hydrogène à partir de l’eau et de la lumière. L’ensemble est intégré dans une coquille constituée de carboxysome, le composant naturel qui permet de compartimenter les bactéries, et qui, en l’occurrence, protège les enzymes de la dégradation par l’oxygène.

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Cette invention a permis de réaliser la production directe d’hydrogène vert à partir de la lumière du soleil et de l’eau. Elle permet de se passer de matériaux précieux, comme par exemple le platine, utilisé dans les électrolyseurs. Elle ouvre ainsi la voie à de possibles nouvelles manières de produire de l’hydrogène de manière massive et à bas coût. Pour peu, bien sûr, que cette invention, particulièrement intéressante, tienne ses promesses lors du passage de l’échelle laboratoire à l’échelle industrielle.

L’article scientifique a été publié dans la revue ACS Catalysis et est disponible en source ouverte.

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La loi change à partir de 2027 : ce ne seront plus seulement les installations neuves qui devront être équipées d’un thermostat, mais également les installations anciennes. Autrement dit tout le monde est concerné par ce décret. Que dit-il ? Nous vous proposons d’y voir un peu plus clair.

Depuis 2018, la loi a rendu obligatoire l’installation d’un thermostat lors de la pose d’une chaudière neuve. Ces exigences ont été renforcées par le décret n°2023-444, signé le 7 juin 2023. Ce décret prévoit en effet qu’un équipement permettant la régulation automatique du chauffage équipe chaque bâtiment au 1ᵉʳ janvier 2027. Cet équipement doit permettre de programmer son chauffage de manière précise, pièce par pièce, et avec un pas horaire.

Il s’agit d’une mesure de sobriété énergétique, visant à permettre de mettre en œuvre des économies d’énergie. En effet, d’après l’Ademe, un thermostat programmable permet d’économiser jusqu’à 15 % des dépenses d’énergie. Si la réglementation précédente ne concernait que les nouveaux systèmes de chauffage, ce dernier décret s’applique également aux installations anciennes. C’est donc un changement important de la manière dont la loi est mise en œuvre en la matière.

Une exigence technique sur la précision du pilotage de la température

Un thermostat associe d’une part la mesure de la température réelle dans la pièce, mais également une modulation de la puissance des systèmes de chauffage vis-à-vis d’une consigne de température. Si la température mesurée est inférieure à la consigne, la puissance de chauffage est augmentée ; inversement, si la température est supérieure à la consigne, le thermostat réduit la puissance, voire suspend le chauffage. Ainsi, il est possible d’atteindre précisément la température de consigne. Un thermostat permet donc de contrôler précisément la température dans une pièce.

Le décret définit assez précisément les thermostats qui sont autorisés. Ils doivent pouvoir être programmables, c’est-à-dire qu’ils doivent permettre de fixer des consignes de température différentes selon les heures de la journée ainsi que selon les jours de la semaine. Le décret définit une gamme minimale de quatre « allures » de chauffage : « confort », « réduit » (avec une commutation automatique entre ces deux dernières), « hors-gel » et « arrêt ».

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Cette définition autorise les systèmes programmables à partir d’un boîtier de commande, mais aussi les thermostats dits « connectés », c’est-à-dire pilotables à partir d’une application à distance installée, par exemple, sur un smartphone ou un ordinateur. Les thermostats dits « intelligents », c’est-à-dire automatisés par exemple vis-à-vis des prévisions météo ou des habitudes de l’utilisateur, sont également autorisés.

En d’autres termes, les thermostats, ou têtes thermostatiques, qui ne disposent que d’un bouton marche/arrête, ou seulement d’un réglage en puissance, sans suivi précis de la température, en revanche seront interdits.

Le décret voit large

Tous les bâtiments sont concernés : logements individuels et copropriétés (incluant celles équipées d’un chauffage collectif), ainsi que les bâtiments tertiaires. Les bâtiments neufs et anciens sont soumis à cette obligation, de manière égale.

Les exceptions sont peu nombreuses. Elles concernent en particulier les systèmes de chauffage dont l’alimentation en combustible n’est pas automatisée, typiquement un poêle à bûche, dont l’alimentation est manuelle. Il est également possible de déroger à la réglementation si une étude permet de démontrer que l’installation n’est pas rentable d’un point de vue technique ou économique.

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Pas de sanction prévue

À ce jour, les moyens de contrôle ainsi que les sanctions n’ont pas été définies dans le décret. Mais il est vraisemblable que de nouveaux décrets en ce sens soient émis d’ici à l’entrée en vigueur de la loi, au 1er janvier 2027.

Pour finir, il faut rappeler que le dispositif Coup de pouce Pilotage a été supprimé le 22 novembre 2024. Il ne permettra donc plus de financer ce type de dispositif, avant qu’un nouveau dispositif soit mis en place – ce qui n’est pas garanti au regard des sévères difficultés de budget rencontrées par les derniers gouvernements. À noter enfin que des solutions gratuites existent pour le chauffage électrique, comme le thermostat Voltalis ou Tiko.

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Le domaine de la fusion nucléaire est en grande effervescence, actuellement. De nombreux projets innovants sont sur la table, et tous promettent une énergie propre et illimitée. Force est d’admettre que ce n’est pas si simple. Toutefois, la technique ne stagne pas, mais progresse, et cette fois, c’est une équipe espagnole qui nous le montre avec son tokamak très particulier.

Les travaux de construction du réacteur à fusion nucléaire international ITER, basé en France, progressent, « à leur rythme » nous pourrions dire. Le calendrier officiel prévoit un début d’exploitation pour 2034. Au-delà de ces échéances qui peuvent apparaître parfois quelque peu frustrantes, son objectif est en particulier de mettre au point des technologies qui pourront être utilisées dans le réacteur DEMO. L’objectif de ce dernier sera de démontrer la possibilité de produire effectivement de l’électricité à partir de la fusion nucléaire.

Si la conception générale d’ITER est aujourd’hui figée, il n’en est pas de même pour DEMO. Pour ce dernier, les options sont encore ouvertes. Et c’est dans l’objectif d’étudier une architecture différente, à fort potentiel, que l’Université de Séville a construit le réacteur SMART.

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Un réacteur pour proposer de nouvelles solutions

Le réacteur SMART (Small aspect Ratio Tokamak) a été conçu, construit et exploité par le laboratoire de la Science des plasmas et de la technologie de la fusion de l’Université de Séville, en Espagne. Il a pour objectif d’explorer la synergie entre deux options de conception : une géométrie dite sphérique et une « triangularité négative ».

La « triangularité » désigne la forme d’une section du tore de plasma. Dans un tokamak classique, cette section a la forme d’un D, c’est-à-dire que la portion la plus droite est située du côté intérieur ; on parle alors de « triangularité positive ». Dans SMART, la géométrie est inversée : la section du plasma est celle d’un « D inversé », avec la section droite du côté extérieur ; c’est ce qui est appelé la « triangularité négative ». Un article des chercheurs de l’Université de Séville, publié dans la revue Nuclear Fusion, est disponible en source ouverte ; il apporte des informations très intéressantes sur cette nouvelle forme de tokamak.

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Vers une plus grande compacité du réacteur

La triangularité négative est susceptible en premier lieu de résoudre une problématique importante des tokamaks : éviter la disruption, qui est susceptible de produire de graves dommages dans la structure du réacteur. Elle permet également, selon les chercheurs, de concevoir un réacteur plus compact. Et donc moins coûteux. Et donc d’intéresser la conception du futur DEMO.

C’est dans un communiqué de presse du 21 janvier que l’Université de Séville nous annonce que le réacteur SMART a produit son premier plasma. Avant de nombreux autres, n’en doutons pas. Un pas de plus, donc, vers la fusion nucléaire.

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Il est parfois bon de se replonger dans l’histoire, et pas seulement celle des grandes personnalités publiques, mais aussi l’histoire faite par les petites gens. Et c’est dans une vidéo INA dénichée par un paysan sur LinkedIn que nous allons trouver un aspect, étonnamment moderne dans son esprit, de la transition énergétique.

La vidéo a été diffusée par l’émission Lorraine soir de l’ORTF, le 10 janvier 1974. C’est un reportage assez court : 2 min et 23 secondes, qui commence par l’image d’un coq qui chante, tandis que le journaliste donne le ton : « la revanche du fumier sur l’or noir ».

Pour certains, le choc pétrolier ne s’est pas produit

Il faut dire que 1974, c’est juste après le premier choc pétrolier. Ce dernier a suivi, en 1973, le début de la Guerre du Kippour qui opposa Israël d’une part et une coalition arabe menée par l’Égypte et la Syrie. La forte hausse du cours du pétrole – un quadruplement en six mois – a conduit de nombreux pays importateurs à chercher des moyens de diversifier leur production d’énergie. En France, est lancé, en 1974, le Plan Messmer visant à accélérer le déploiement du programme électronucléaire. C’est également à cette époque qu’a été lancé le slogan « en France, on n’a pas de pétrole, mais on a des idées », resté encore célèbre aujourd’hui.

Dans ce contexte, produire du gaz à partir du fumier se met à présenter un tout nouvel intérêt. Ainsi, ce reportage de l’ORTF sur André Dupuis, éleveur, et qui, en matière d’énergie, est à la pointe de solutions locales depuis plus de vingt ans.

Une installation rustique d’une grande simplicité

L’installation est composée de trois cuves en ciment de 8 m³ chacun. Le fumier, issu de la litière produite par une vingtaine de vaches, est versé dans ces cuves une fois par mois en moyenne. Il y est ensuite continuellement arrosé pendant une semaine, de façon à démarrer la fermentation. Le gaz produit est ensuite testé par brûlage, puis il est accumulé dans un gazomètre, c’est-à-dire dans une grande cuve légèrement mise sous pression par une cloche métallique.

Chaque jour, l’installation produit environ 4 m³ de gaz, lequel est ensuite employé pour le chauffage ou pour la cuisson. Seul inconvénient relevé par monsieur Dupuis : les jours de grand froid freinent la fermentation.

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Une grande synergie dans l’environnement paysan

L’installation n’a pas coûté cher à l’éleveur. Il l’a construite lui-même pour la plus grande part, et notamment les cuves en ciment. Il n’a fait appel à un artisan que pour les travaux de chaudronnerie. Le gaz produit, lui, ne lui coûte rien, si l’on excepte le temps de travail nécessaire au remplissage et à la vidange des cuves, que Monsieur Dupuis qualifie ainsi : « c’est pas formidable ».

Par ailleurs, la méthanisation conduit à augmenter la valeur du purin qu’il reste après fermentation, d’environ 1/3 selon l’éleveur. Le purin, en effet, conserve après méthanisation une plus grande proportion de son azote qu’en simple compostage : cet azote s’y trouve sous une forme soluble dans les phases liquide et solide, plutôt qu’être perdu sous forme gazeuse. Une part importante de l’azote pourra directement être utilisée par la végétation sur laquelle le purin sera épandu.

Aujourd’hui, la méthanisation est une solution en plein développement.  Autonomie énergétique, décarbonation, protection de la biodiversité, ce sont des technologies du low-tech, visant à faire simple et peu coûteux, au niveau local. En France, l’association PicoJoule notamment, est très active dans ce domaine. Au regard de nos enjeux actuels, énergétiques, mais également en matière de recyclage et d’écosystème, ce reportage INA est belle une illustration du « Retour vers le futur » que nous réserve certains aspects de la transition énergétique.

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Qu’est-ce qui coûte le plus cher dans un panneau solaire ? Voici une question du plus grand intérêt pour les fabricants. En effet, l’élément le plus coûteux sera celui sur lequel devront se porter les efforts principaux pour réduire les coûts, dans un contexte de compétition acharnée au niveau mondial. Or, il s’avère que la structure de prix s’est renversée, renversant ainsi les besoins d’innovation.

Un panneau photovoltaïque contient de nombreux matériaux : silicium, verre de couverture, conducteurs électriques, cadre des panneaux… Le coût de chacun de ces matériaux va avoir une influence sur le coût du panneau fini, auquel vont bien entendu s’ajouter les coûts de fabrication et de distribution. Or la concurrence exacerbée au niveau mondial (mais surtout en Chine) a conduit à des réductions de coûts sur certains matériaux, tandis que d’autres, très demandés au niveau international, ont vu leur prix croître fortement.

La structure de coût des panneaux photovoltaïques est donc en constante évolution. D’où l’intérêt pour les fabricants de les suivre avec la plus grande attention. En décembre 2024, s’est tenue la conférence de la China Photovoltaic Industry Association (CPIA). Au cours de cette dernière, l’analyste Yao Yao de SinoLink Securities a fait un point sur ces évolutions.

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Un renversement de la structure de prix

Le silicium polycristallin, matériau de base permettant la fabrication des cellules photovoltaïques, était auparavant le matériau qui avait le plus d’impact sur le coût de fabrication. Ce n’est plus le cas aujourd’hui, puisque, du fait de la forte croissance de la capacité de production, l’offre a très fortement augmenté. Il ne représente ainsi plus que 9,9 % du coût total, et se trouve relégué en quatrième position.

Vient ensuite l’argent, qui est utilisé pour réaliser des connexions électriques dans le panneau. Son prix a augmenté de 30 % en 2024, tiré par les besoins industriels et la spéculation sur les métaux précieux ; il représente dorénavant 11,6 % des coûts du panneau. En seconde position, le verre, à 13,4 %, dont les capacités de production restent limitées du fait de la politique chinoise.

Quel est donc le matériau qui coûte le plus cher dans un panneau solaire ? La réponse est étonnante : ce n’est dorénavant plus le cœur du panneau qui est le plus coûteux, mais son cadre, constitué d’aluminium, dont la demande mondiale est très élevée. Il représente ainsi 14 % des coûts totaux. Et cela conduit l’industrie à envisager des innovations pour rendre les cadres moins coûteux : conceptions standardisées, alliages d’aluminium, matériaux composites, voire caoutchouc.

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Un réacteur nucléaire qui produit moins de déchets nucléaires qu’il n’en consomme ? Oui, c’est possible, et c’est même un principe qui est investigué de longue date. Principe écarté en France pour le moment, une société canadienne veut le mettre en œuvre dans un réacteur innovant, et montre que son utilisation peut réduire l’inventaire en déchets nucléaires. Nous devions y jeter un œil.

Comme souvent dans le nucléaire, les projets portent pour nom des acronymes. C’est le cas en l’occurrence : nous allons parler du SSR-W, pour Stable Salt Reactor – Wasteburner, soit, en français : réacteurs à sels stables – incinérateur. Ce réacteur est conçu par Moltex Energy Canada, une filiale de la société anglaise Moltex Energy Limited fondée en 2014 pour développer la technologie des réacteurs nucléaires à sels fondus (RSF).

Dans ce type de réacteurs, le combustible est présent sous la forme d’un mélange de sels à l’état liquide. Pour le SSR-W, il s’agit d’un mélange de composés du chlore, décrit par la formule suivante : NaCl-MgCl₂-XCl₃. Les deux premiers composés, le chlorure de sodium (NaCl) et le chlorure de magnésium (MgCl₂) sont naturellement présents dans l’eau de mer et sont des composants du simple sel de table. Le troisième composant, est moins naturel : dans le XCl₃, le X peut désigner d’une part l’uranium, ou d’autre part des éléments transuraniens (plutonium et autres actinides mineurs) ou des lanthanides. Ce sont ces derniers éléments qui vont nous intéresser.

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Un incinérateur de déchets nucléaires

Les éléments transuraniens et les lanthanides sont justement ceux qui entrent dans la composition des déchets nucléaires et qui sont à l’origine de leur radioactivité. Or le réacteur SSR-W est justement conçu pour pouvoir consommer une quantité importante de ces éléments, et en particulier plus qu’il n’en produit : il s’agit alors d’un réacteur dit « incinérateur » de déchets nucléaires (« burner » en anglais).

Pour ce faire, il consomme du combustible usé issu de réacteurs plus conventionnels, lequel est transformé en combustible pour le SSR-W au travers du procédé WATSS (un nouvel acronyme : Waste to Stable Salts, ou Déchets vers les sels stables). Ce procédé est lui-même ensuite capable de traiter le combustible usé des SSE-W pour le réinjecter et fermer le cycle.

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Or, la société Moltex vient de publier une étude qui démontre ce qui était attendu pour son concept : son réacteur s’avère capable de consommer plus de de ces déchets qu’il n’en produit ; pour un réacteur de 1200 MW thermiques, ce sont 25 tonnes d’actinides qui seraient éliminés sur sa durée de vie. Pour les plus affûtés parmi nos lecteurs, l’étude de Moltex est disponible en source ouverte (en anglais).

Aujourd’hui, Moltex a été sélectionné pour construire un réacteur SSR-W sur la centrale de Point Lepreau, où se trouve un réacteur CANDU de 660 MW. L’objectif est de pouvoir consommer le combustible usé produit par ce réacteur. De quoi vérifier si les promesses pourront être mises en œuvre en pratique.

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L’utilisation de l’énergie solaire en milieu urbain est une gageure, car le solaire a besoin de place. Une manière de s’y prendre est de concevoir des systèmes hybrides, qui remplissent le maximum de fonction pour une même surface. C’est ainsi que des chercheurs anglais ont mis au point une fenêtre capable de produire de l’électricité et de l’eau chaude sanitaire.

Cette technologie, appelée PVTW (pour Photovoltaic-thermal window, ou Fenêtre photovoltaïque-thermique) permet de gérer l’énergie solaire selon trois formes utiles pour le bâtiment : l’électricité, la chaleur et l’éclairement lui-même. Non, ce n’est pas un mouton à trois pattes, c’est une manière d’optimiser au maximum l’encombrement spatial des systèmes énergétiques en milieu urbain.

Des chercheurs de l’Imperial College de Londres ont conçu un système complet et publié les résultats de leurs tests dans la revue Advanced Science (l’article est en accès libre).

Un sandwich pour optimiser l’utilisation du spectre solaire

Le système testé est constitué d’un sandwich qui va jouer avec les différentes portions du spectre de la lumière solaire. Sur la face extérieure, on trouve tout d’abord une couche de « verre photovoltaïque », constitué d’un réseau de capteurs solaires en silicium amorphe, séparés les uns des autres au sein d’une matrice de verre transparent. Les capteurs photovoltaïques vont capter la portion visible de la lumière solaire, et la transformer d’une part en électricité, et d’autre part en chaleur. Le verre va laisser passer la lumière visible – là où il n’y a pas de capteur – mais va absorber les ultraviolets (en dessous d’une longueur d’onde de 320 nm), qui vont ainsi le chauffer.

Vient ensuite une couche d’eau. Cette dernière est quasiment transparente dans la portion visible du spectre de la lumière solaire, mais elle très absorbante dans le domaine de l’infrarouge (au-delà de 1200 nm) – l’eau sera donc chauffée par cette dernière portion du spectre. Cette source de chaleur sera complétée par les pertes thermiques des capteurs photovoltaïques, ainsi que la chaleur du verre chauffée par les ultraviolets. La fenêtre est ensuite close par une couche de verre sur sa face intérieure.

Un test en condition réelles a été mené à Londres

Le système a été testé expérimentalement à Londres, dans des conditions assez favorables pour l’énergie solaire : à midi, un angle de 30°, une température extérieure de 34° (on suppose en été), et un éclairement de 1 100 W/m². Le rendement du système était de 3,6 % en termes d’électricité, et de 10,7 % en termes de chaleur, et il a produit de l’eau chaude une température de 50 °C. L’angle de la fenêtre a une certaine influence sur ces résultats : avec un angle de 90°, le système a un rendement de 3,3 % électrique, de 17,6 % thermique et une température d’eau chaude abaissée de 7 °C.

Lors du même essai, le système a été comparé à une fenêtre solaire thermique uniquement. L’eau produite avec le système hybride est 10 °C plus chaude, et le rendement global est augmenté de 10 %. Des résultats encourageants, donc, même si l’on préfère ne pas imaginer la complexité des réseaux électriques et d’eau chaude sanitaire qu’il faudra connecter à ces fenêtres dans un bâtiment réel !

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L’autonomie en maison individuelle est difficile, car il n’existe pas beaucoup d’options pour le stockage inter-saisonnier de l’électricité solaire. Problème résolu, si l’on en croit ce projet qui nous vient de la Bretagne.

Il s’agit d’une maison expérimentale, baptisée Villa E-ROISE. Elle a été construite dans le Finistère, à Brest. Habitée par un couple de volontaires, elle est dotée d’un système sophistiqué de production et de stockage de l’énergie. Pour ce faire, le bâtiment est doté de panneaux photovoltaïques, d’une batterie électrique, et surtout, d’un système de stockage à l’hydrogène.

Intégré dans le projet COMEPOS (Conception et construction optimisées de maisons à énergie positive), l’expérimentation est menée par deux sociétés bretonnes : le constructeur de maisons individuelles Trecobat (3ᵉ sur le marché français) et la société H2Gremm, spécialisé dans le développement de solutions d’autoconsommation énergétique. L’objectif est ambitieux : atteindre, sur l’année, 90 % d’autonomie sur l’ensemble des besoins énergétique du foyer. Et pour ce faire, ses performances seront suivies pendant 2 ans.

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Un stockage à hydrogène sous pression au cœur du système

Outre les panneaux photovoltaïques, la maison est équipée de deux systèmes, décrits comme complémentaire : une batterie, qui conserve l’électricité jusqu’à trois mois, et le générateur à hydrogène H2Gremm qui s’occupe de stocker l’énergie sous forme d’hydrogène d’une saison à l’autre. Le système permet d’optimiser le stockage sur la durée, et en particulier pour disposer d’électricité en hiver, lorsque la production photovoltaïque est insuffisante.

Le système à hydrogène est basé sur l’électrolyse de l’eau pour le stockage de l’électricité et sur l’utilisation d’une pile à combustible pour sa restitution. L’hydrogène est stocké dans douze bonbonnes en acier à haute pression, placées à l’extérieur de la maison. Le système est chiffré à un prix compris entre 25 et 30 000 € – « le prix de l’autonomie ».

Point notable, Trecobat et H2Gremm insistent sur l’intérêt de l’hydrogène vis-à-vis de la mobilité, en évoquant par exemple, la possibilité d’alimenter un vélo à hydrogène, d’une autonomie de 150 km et dont le temps de charge serait inférieur à 1 minute ; les promoteurs n’évoquent pas toutefois la compatibilité de ce système avec les besoins d’une voiture à hydrogène. Sans doute du fait que cette technique ne représente aujourd’hui qu’un volume très faible, et un besoin nettement plus important.

Des perspectives importantes pour l’habitat « zéro carbone »

Ces caractéristiques assez innovantes dans l’habitat conduisent aux porteurs de projet à parler de « rupture technologique majeure ». Si l’on peut s’interroger sur la difficulté à garantir la sécurité de ce type de dispositif incluant de l’hydrogène à haute pression, Trecobat indique toutefois que l’intégration de l’hydrogène ne pose pas de difficulté majeure.

Le constructeur de maisons individuelles croit fermement à sa solution. Déjà détenteur de la marque Trecobat Green, lancée en 2022, il prévoit d’intégrer dans ses produits le stockage à hydrogène de H2Gremm, d’ici 4 à 5 ans. Rendez-vous donc dans quelques années pour scruter la viabilité de la proposition.

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Une pile qui produirait de l’électricité pendant des milliers d’années ? Cela pourrait sembler incroyable ! Et pourtant des chercheurs britanniques viennent de dévoiler une telle batterie : en diamant industriel, elle renferme de petites quantités de carbone-14.

Le carbone-14 (radiocarbone) est bien connu pour permettre la datation des artefacts archéologiques. Mais il a une autre propriété très intéressante : sa période radioactive. Celle-ci est en effet très élevée : sa quantité n’est divisée par deux que tous les 5 700 ans environ. Et c’est cette propriété qui va rendre très durable une pile qui utilise ce même carbone-14.

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Comment fonctionne une pile au carbone-14 ?

Des chercheurs de l’Université de Bristol et du UKAEA (United kingdom atomic energy authority) ont dernièrement dévoilé la première pile fonctionnelle au radiocarbone. Son principe est simple : lorsqu’il subit sa désintégration radioactive, le carbone-14 se transforme en azote et émet une particule β (« bêta »), qui n’est autre qu’un électron. Cet électron est collecté par une enveloppe constituée de diamant artificiel, laquelle agit comme un semi-conducteur, et génère un courant électrique.

Les chercheurs de l’UKAEA tentent une image : leur pile peut être considérée comme un équivalent de l’énergie photovoltaïque. En effet, dans cette dernière technique, un capteur reçoit la lumière du Soleil et produit de l’électricité ; la pile au carbone-14 capte, elle aussi, un rayonnement (la particule bêta), pour ensuite la transformer en électricité. À noter également que le rayonnement du carbone-14 est très vite arrêté, par exemple, par une simple feuille d’aluminium, de sorte que si la pile reste étanche, elle n’induit pas de risque d’exposition particulier aux radiations.

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Une durabilité exceptionnelle

Tant que l’isotope sera radioactif, la pile produira de l’électricité. Et comme la période radioactive du carbone-14 est de plusieurs milliers d’années, la pile pourra produire de l’électricité pendant des milliers d’années. Toutefois, nous ne sommes pas près d’alimenter nos véhicules avec une telle pile inusable. En effet, sa densité de puissance est extrêmement faible : elle ne délivrera une puissance que de quelques microwatts. Les applications visées sont les systèmes médicaux : prothèses oculaires ou auditives, pacemakers, systèmes d’identification à radiofréquence ou encore systèmes spatiaux.

La réglementation est toutefois très sévère en ce qui concerne les déchets radioactifs, de façon à limiter leur dissémination sans contrôle dans l’environnement. On peut supposer que le suivi de tous ces appareils au radiocarbone ne sera pas d’une grande simplicité.

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La géothermie, c’est aussi une histoire de forages dans le sous-sol profond. Un environnement qui met les outils à rude épreuve, ce qui se traduit par des coûts importants. Mais le laboratoire américain Sandia a trouvé comment réduire significativement ces coûts. Un pas de plus vers la maturité de la géothermie profonde ?

La géothermie profonde intéresse les États-Unis depuis les années 1970, et c’est depuis le début des années 2000 que le Department of Energy (DOE) a considérablement accru son financement. À quoi correspond cette source d’énergie ? Elle désigne les techniques qui s’occupent des gisements de chaleur situés à plus de 1 000 m de profondeur, ou plus de 1 500 m, selon les définitions. Elles puisent dans des aquifères profonds, bien plus profonds que les nappes phréatiques ; si profond, l’eau y dépasse les 100 °C.

On pourrait rapprocher cette passion américaine pour la géothermie profonde d’une autre passion américaine : les forages d’hydrocarbures fossiles. Pourquoi pas ? Quoi qu’il en soit, elle repose sur un constat : le gisement d’énergie est énorme. En 2008, une étude du MIT chiffre le gisement situé entre 3 et 10 km de profondeur à 200 ZJ (zéta-joule), et jusqu’à dix fois plus en prenant en compte des améliorations technologiques. 200 ZJ ? C’est une manière scientifique d’écrire 50 millions de TWh, à comparer à la consommation énergétique annuelle des USA, toutes sources d’énergie confondues, qui est de l’ordre de 25 000 TWh. L’étude du MIT indique donc que le gisement accessible sur son territoire représente bien plus de 1 000 ans de consommation d’énergie.

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Un obstacle technologique a été levé par Sandia

Les obstacles technologiques à l’expansion de la géothermie profonde sont nombreux, et l’on peut citer les séismes qui se sont produits en Alsace, et qui ont conduit à l’arrêt de l’installation française. Si tant est que ces risques soient définitivement maîtrisés, un autre obstacle est le coût de forage des puits.

En ce début décembre, le laboratoire américain Sandia vient d’annoncer sa découverte par un communiqué de presse : ils savent maintenant comment utiliser de manière efficace, pour la géothermie, des mèches de forage en diamant industriel. En effet, ce type de forage est réalisé dans des roches chaudes et sèches, au sein desquelles les mèches diamant s’usent trop vite. Par ailleurs, les roches des sites géothermiques sont parcourues de fissures contre lesquelles les mèches peuvent rebondir, ce qui peut être à l’origine de dégâts importants pour le matériel.

En utilisant des modélisations informatiques des essais FORGE (Frontier Observatory for Reseach in Geothermal Energy) dans l’Utah, l’équipe de Sandia a pu déterminer les meilleurs paramètres pour minimiser l’usure des outils, les risques d’endommagement, et le temps de forage, et donc, au total, leur coût. De quoi, donc, se rapprocher de la viabilité commerciale pour la géothermie profonde.

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Réaliser la transition énergétique avec, entre autres, des réacteurs nucléaires ? Cela suppose au préalable d’avoir de l’uranium, pour les alimenter en combustible. Et si le parc mondial actuel semble avoir des ressources disponibles pour sa durée de vie, cela coince dès lors que l’on envisage un parc qui se développe fortement dans le monde entier. Mais la Chine a une solution : l’uranium marin. Et elle a obtenu ses premiers résultats concrets.

Il y a dix-huit mois, nous vous avions parlé de cette étrange plate-forme en mer chinoise ; elle était destinée à mener des recherches sur l’extraction de l’uranium marin. Son existence avait été mise en lumière par Cao Shudong, directeur adjoint du spécialiste chinois de l’uranium CNNC, le 17 mai 2023 lors d’une conférence de la Seawater Uranium Extraction Technology Innovation Alliance (en français : Alliance de l’innovation technologique pour l’extraction de l’uranium marin).

La ressource n’a rien d’anecdotique. Jugeons-en : les océans contiennent naturellement de l’uranium à hauteur de 3 microgrammes par litre. Si cela semble peu, il faut le ramener au volume total des océans, qui est énorme, ce qui conduit à estimer à 4 milliards de tonnes l’uranium présent dans l’eau de mer, soit près de mille fois plus que les gisements conventionnels connus.

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La Chine obtient des résultats concrets

Reste à parvenir à extraire cet uranium. Pour ce faire, l’équipe du professeur Jiang Biao a conçu des systèmes de filtrage spécialisés. En forme de tube d’un mètre de haut, elle contient une membrane repliée dont la surface totale est équivalente à celle d’un terrain de football. Chaque cylindre est conçu pour absorber environ 600 g d’uranium sur sa durée de vie. Ces absorbants ont été placés sur une plate-forme dans le golfe de Bohai.

Quels seraient les résultats ? Pour le savoir, il faut creuser dans la presse chinoise. Il s’avère que Wang Chun, journaliste au « Science and Technology Daily » (journal officiel du ministère des Sciences et de la Technologie) les a rapportés [article en chinois]. L’équipe aurait déjà réussi à extraire 1 kg d’uranium de l’eau de mer. Mieux, elle a annoncé que le coût d’extraction serait d’environ 150 $ par kilogramme, soit de l’ordre du cours actuel de l’uranium (~ 130 $/kg). L’équipe envisage d’arriver à extraire une tonne d’uranium en 2026. Il s’agit bien sûr pour le moment de résultats à l’échelle expérimentale, et qui demanderaient à être confirmés.

Il faut noter que ces expérimentations s’inscrivent dans un plan bien plus vaste. En effet, dans le cadre de sa stratégie énergétique, la Chine prévoit de produire de manière continue de l’uranium marin à partir de la période 2036 – 2050, et ce, pour un prix aussi bas que 100 $/kg. L’uranium de la prochaine décennie sera-t-il chinois ?

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Aviez-vous entendu parler des batteries lithium-soufre ? Cette technologie encore peu connue est pourtant appelée à entrer massivement dans le marché. Et cela notamment grâce aux gigantesques investissements de la start-up californienne Lyten.

Lyten poursuit à plein régime son aventure industrielle. Fondée en 2021, la start-up vient d’annoncer la construction d’une gigafactory près de Reno, dans le Nevada. Il s’agit d’un investissement de plus d’un milliard d’euros, qui créera plus d’un millier d’emplois. La capacité de production sera à terme de 10 GWh/an, et la première tranche de l’usine est prévue pour démarrer en 2027.

Le lithium-soufre ? On peut s’en douter : c’est une autre variante du lithium-ion. Un accumulateur lithium soufre contient une anode composée de lithium, et une cathode constituée d’un composite contenant du soufre, en l’occurrence, pour Lyten, il s’agit de graphite nanostructuré. Comme pour toutes les autres batteries lithium-ion, le principe de fonctionnement repose sur l’échange d’ion lithium (Li⁺) entre la cathode et l’électrode. Lors de la décharge, les ions lithium viennent s’accumuler dans l’électrode contenant le soufre ; inversement, lors de la charge, les ions lithium se séparent du soufre et viennent retrouver l’électrode constituée de lithium.

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Une technologie performante et permettant un approvisionnement plus local

La technologie lithium-soufre permet une importante densité d’énergie ; en effet ses composants, lithium, carbone et soufre, sont tous des éléments très légers. Lyten avance ainsi une masse 92 kg pour une batterie de 100 kWh, ce qui conduirait, toujours d’après le constructeur, à des batteries 75 % plus légères que les batteries LFP et 60 % plus légères que les autres types batteries lithium-ion.

La technologie permet également d’utiliser une plus grande part de matériaux abondants localement, à la différence des technologies utilisant par exemple du nickel, du cobalt ou du manganèse. Ce facteur, additionné à la stratégie industrielle de la start-up, permet à Lyten de s’affirmer comme étant le leader mondial de l’approvisionnement local. En outre, le soufre étant peu coûteux, les batteries pourraient être vendues à un prix plus faible que les technologies concurrentes. À noter toutefois que Lyten n’affiche pas beaucoup d’informations sur la durée de vie de ses batteries, laquelle est un probable point faible de cette technologie.

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Le marché du lithium-soufre est en pleine expansion

Lyten fabrique déjà des composants dans son installation de San Jose en Californie, depuis mai 2023. Ses batteries lithium-soufre ont trouvé des applications dans les marchés de la micromobilité, de l’espace, des drones et de la défense, pour la période 2024-2025. La construction de la gigafactory va permettre d’accompagner la croissance de la demande.

Chrysler envisage d’utiliser les batteries de l’entreprise dans sa réédition de son modèle Halcyon ; cette solution leur permettrait de réduire de 60 % l’empreinte carbone de son concept. Rappelons en outre que Stellantis a également investi dans Lyten, au moment de sa levée de fonds de 425 millions de dollars en 2015.

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Très critiqué pour sa consommation énergétique, le secteur de l’aviation n’est pas en reste concernant les économies d’énergie. En témoigne ce programme, qui ouvre la porte à l’aviation du futur, économe et compatible avec des carburants durables.

Une diminution de 20 % de la consommation de carburant et une baisse équivalente des émissions de CO₂, cela ressemble à une promesse intéressante pour un nouveau moteur d’avion. Et c’est d’autant plus intéressant lorsque la promesse va encore plus loin : une diminution de plus de 80 % des émissions de gaz à effet de serre, en assurant que le moteur soit compatible avec des carburants dits durables, à savoir le SAF* et l’hydrogène. Et s’il en fallait plus, le moteur est aussi prévu pour être compatible avec une hybridation électrique.

Telles sont les promesses du programme Rise (pour Revolutionary Innovation for Sustainable Engines, soit en français innovation révolutionnaire pour des moteurs durables). Rise est développé par CFM International, une joint-venture franco-américaine qui réunit Safran et General Electric Aviation (GE). Un programme bien doté, de plus de 10 milliards d’euros, et qui implique, chez Safran, plus de mille ingénieurs.

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Une architecture révolutionnaire

Pour parvenir à ces performances, sans dégrader pour autant la vitesse de l’avion, les concepteurs se sont basés sur une architecture de type « open fan ». Dans ce concept, les soufflantes sont de beaucoup plus gros diamètre et ne sont pas carénées ; cette technologie avait été utilisée dans les années 80 par GE et depuis 2017 par Safran. Par ailleurs, d’importantes innovations concernant les matériaux permettront d’améliorer les performances (aubes de soufflante en composites, alliages métalliques ou composites à matrice céramique…).

C’est un programme tout à fait concret, puisque Safran a dévoilé mercredi 27 novembre son premier démonstrateur de compresseur basse-pression. Le programme a débuté en 2021. Les essais au sol et en vol sont prévus pour 2025 et 2027, avec notamment le lancement, en 2022, d’un programme de démonstration en vol d’un A380 équipé d’un moteur Open Fan, et d’un démonstrateur hydrogène. Par ailleurs, une vaste campagne d’essais est programmée à l’ONERA, le centre français d’études aérospatiales, pour des tests en soufflerie entre 2023 et 2028 (campagne appelée EcoEngine). L’entrée en service commercial n’est toutefois pas prévue pour demain : c’est en effet 2035 qui est en ligne de mire.

* Le SAF est un acronyme anglais pour Sustainable aviation fuel, soit en français Carburant d’aviation durable ou CAD. Ces carburants viennent de différentes sources : conversion des graisses usagées, agrocarburants, ou combustibles de synthèse, dont notamment les e-carburants, produits à partir d’électricité.

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