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

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

Le stockage d’électricité comme seul remède

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

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

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

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

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

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

EDF a un mois pour redresser la barre

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

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

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

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

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

L’entretien des parcs photovoltaïques, véritable défi technologique

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

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

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

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

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

Le Megapack également mis à jour

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

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

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

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

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

La problématique du combustible

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

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

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

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

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

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

Intégrer la production d’énergie renouvelable au bâti

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

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

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

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

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

Témoin frappant d’un besoin de flexibilité

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

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

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

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

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

Des produits radioactifs autrefois librement commercialisés

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

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

La radioactivité, présente partout dans la nature

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

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

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

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

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

Les éoliennes du parc EOLMED suivent de près

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

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

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

Un mix électrique européen décarboné à 60 % en été

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

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

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

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

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

Un doublement de la puissance électrique du pays

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

Des tensions avec l’Égypte

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Des critères très stricts

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

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

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

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

Un arrêté qui manque sa cible ?

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

L’article TVA à 5,5% sur les panneaux solaires : l’arrêté publié in extremis est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Si les reconversions sont parfois complexes à mener, du côté de Saint-Avold, tout semble aller pour le mieux pour l’une des dernières centrales thermiques du pays. Outre le chantier de conversion au gaz, validé il y a quelques mois, les projets tournés vers l’avenir s’accumulent pour le site aux importantes réserves foncières.

Cette fois, c’est vraiment la dernière. Après plus de 70 ans de service, la centrale thermique Émile-Huchet s’apprête à passer un dernier hiver en activité avant de tirer sa révérence, du moins pour sa production électrique à partir de charbon. Si le site de Saint-Avold ne devrait plus consommer de charbon à partir de l’été 2026, son avenir s’annonce particulièrement dense. D’abord, la centrale devrait continuer à produire de l’électricité, mais à partir de gaz.

La conversion du site a, en effet, été actée en avril dernier par le gouvernement. Les opérations, estimées à 110 millions d’euros, devraient débuter dès l’été 2026, et durer approximativement 18 mois. Si le gaz reste un compromis, et n’empêchera pas la centrale d’émettre du CO2, cette conversion rend possible le recours au biogaz, assure le maintien en service d’une unité de production pilotable, et permet de conserver un grand nombre d’emplois. À l’échelle nationale, l’impact environnemental de la centrale de 125 mégawatts (MW) sur la production électrique française restera minime.

Un avenir tourné vers les énergies décarbonées

Surtout, GazelEnergie, exploitant de la centrale, a de nombreux projets en tête pour le site de Saint-Avold. Voilà plusieurs années que l’après-charbon est en réflexion, ce qui a abouti à la mise en service, en 2024, d’une première station de stockage par batterie (BESS) d’une puissance de 35 MW. Une deuxième tranche de 65 MW est actuellement en construction, ce qui devrait porter la puissance du site à une centaine de MW. L’objectif de GazelEnergie est même d’atteindre les 300 MW d’ici 2028.

Conscient du potentiel du site, GazelEnergie souhaite s’engouffrer dans un secteur en vogue, notamment du fait du développement de l’IA : les centres de données. Forte de son infrastructure réseau, de ses capacités de stockage et de ses réserves foncière, l’entreprise travaille sur un vaste projet de datacenter. Pour parfaire sa conversion, GazelEnergie travaille à l’implantation d’une usine de production d’hydrogène par électrolyse de l’eau. D’une capacité de 400 MW à l’horizon 2030, cette usine pourrait particulièrement alimenter l’aciériste allemand Saarstahl Holding Saar (SHS), situé à une vingtaine de kilomètres de Saint-Avold.

L’article Pour survivre après le charbon, cette centrale française mise sur le gaz, les batteries, l’hydrogène et les datacenters est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Le développement des énergies renouvelables entraîne une hausse considérable des prix négatifs dans toute l’Europe. L’Allemagne a peut-être trouvé la parade, au détriment des propriétaires de systèmes de stockage d’énergie par batterie. 

En matière de production et de consommation d’électricité, l’année 2025 semble se passer sans encombre, du moins pour le moment. Dans son rapport semestriel, le gestionnaire de réseau français RTE a indiqué que la demande en électricité était restée très stable par rapport au premier semestre 2024, avec 230,8 TWh d’électricité consommée contre 230,2 TWh l’année précédente. Côté production, la part des filières bas-carbone s’est maintenue proche des 95 %, en augmentation de 0,4 % par rapport à l’année précédente.

Acteur majeur de cette situation, le solaire a fortement progressé comparé à 2024 avec +28,8 % par rapport au premier semestre 2024, ce qui représente 3,5 TWh supplémentaires de produit. Néanmoins, cette situation pose problème sur un point : la multiplication des prix négatifs. Au premier semestre, RTE a enregistré près de 363 heures de prix négatifs, soit 2 heures de plus que sur l’ensemble de l’année 2024 ! Cette situation n’est pas exclusive à la France, puisque le nombre d’heures à prix négatif a également dépassé les 300 dans plusieurs pays européens, à savoir l’Espagne, les Pays-Bas, l’Allemagne, la Belgique, la Finlande et le Danemark.

L’Allemagne semble avoir trouvé la parade

Outre-Rhin, on a peut-être trouvé la solution à cette situation. Déjà, en 2024, une loi sur les énergies renouvelables prévoyait la suspension de rémunération pour les installations de plus de 400 kWc à partir de trois heures de prix négatifs sans interruption. Néanmoins, cette loi n’est pas suffisante, car plus de 50 % des installations solaires affichent une puissance inférieure à 100 kWc, et sont soumises à une obligation d’achat. Elles injectent ainsi de l’électricité de manière incontrôlée sur le réseau.

Pour pallier cette situation, une nouvelle loi est appliquée depuis le début de l’année : la Solarspitzengesetz, ou « loi sur les pics de production solaire ». Cette loi indique que les installations de moins de 100 kWc ne recevront pas de rémunération quand les prix sont négatifs. Seules les installations de moins de 2 kWc, ce qui correspond aux installations pour particuliers, ne sont pas concernées pour le moment. Il semblerait d’ailleurs que cette modification porte ses fruits, puisque l’Allemagne a enregistré 141 heures à prix négatifs en juin, mais seulement 12 en juillet.

Seul défaut de cette solution : elle met à mal les revenus des systèmes de stockage d’énergie par batterie, dont le modèle économique repose principalement sur l’achat d’électricité lors des périodes de surproduction pour la revendre lorsque la situation est stabilisée. L’enjeu de cette mesure consiste à trouver l’équilibre entre la réduction immédiate des prix négatifs et le développement d’une filière de stockage.

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La Chine continue de faire la course en tête, dans le secteur de l’éolien, et vient d’installer le prototype le plus puissant au monde. Avec 26 MW, ce dernier serait capable d’alimenter 55 000 foyers à lui tout seul.

La Chine vient de reprendre le flambeau concernant l’éolienne la plus puissante au monde. Son entreprise publique Dongfang Electric Corporation vient d’annoncer avoir installé son prototype de turbine de 26 MW sur un centre d’essai et de certification en mer. Cette éolienne, dévoilée fin 2024, cumule les records. Elle est composée de la plus grosse nacelle au monde, pesant près de 500 tonnes, et est dotée des plus grandes pales, avec 153 m chacune. À titre de comparaison, chaque pale mesure 3 m de plus que la grande pyramide de Gizeh ! Au total, il se murmure que l’éolienne pourrait produire jusqu’à 68 GWh d’électricité par an, soit 55 000 foyers. Si cette turbine avait été utilisée pour le parc offshore de Saint-Nazaire, il n’aurait fallu que 19 turbines pour atteindre les 480 MW du parc, contre 80 actuellement.

Elle détrône ainsi assez largement la Siemens Gamesa SG 21-276 DD, installée au printemps au Danemark. Cette dernière affiche une puissance de « seulement » 21,5 MW et un diamètre de rotor de 276 mètres contre 310 mètres pour l’éolienne de Dongfang.

La Chine met la pression sur le reste du monde

Avec cette nouvelle turbine, la Chine continue d’afficher son ambition de dominer le marché de l’éolien, comme elle le fait avec le solaire. Selon BloombergNEF, en 2025, trois nouvelles turbines sur quatre seront chinoises. Le pays continue ainsi d’avancer, tandis que de nombreux projets stagnent aux États-Unis ou en Europe. Les leaders occidentaux de l’industrie font face à des situations compliquées, entre manque de soutien politique et autres difficultés d’approvisionnement. C’est le cas de Siemens Gamesa, General Electric, ou Orsted qui vient de plonger en bourse à cause de la situation am.

Comme pour le solaire, en Chine, la filière éolienne fait l’objet d’un important soutien de la part de l’État, tant politique que financier. Cette situation lui permet de développer de manière conséquente ses chaînes d’approvisionnement, mais également d’avancer rapidement d’un point de vue technologique.

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Dans un climat politique plus qu’incertain, les ministres de l’Énergie et du Logement espèrent publier plusieurs lois avant la possible chute du gouvernement.

La France se prépare à vivre un mois de septembre mouvementé d’un point de vue politique, et tout le secteur de l’énergie s’attend à en subir les conséquences. Alors que la Programmation pluriannuelle de l’énergie ne cesse d’être repoussée, le gouvernement de François Bayrou tente tout de même d’accélérer sur certaines mesures concernant l’énergie, dans l’espoir d’une publication au journal officiel avant une éventuelle chute du gouvernement.

Une course contre-la-montre

Parmi les thématiques concernées, on peut citer la réforme des dispositifs d’aide à la rénovation thermique des logements, le soutien à la voiture électrique, au biogaz ou aux barrages. Même la baisse de TVA des installations photovoltaïques, que nous avions évoquée, serait concernée. L’ensemble de ces sujets serait en cours d’examen par le Conseil supérieur de l’énergie et le conseil national de l’habitat, une étape consultative, mais obligatoire avant signature et publication.

Concernant MaPrimeRenov’, les textes de loi, qui devraient être appliqués au 30 septembre, visent à rouvrir le guichet dans une version moins complète, l’objectif étant de limiter les dépenses publiques par dossier. Dans le même temps, certains « monogestes » devraient être retirés comme l’installation de chaudières biomasse (sauf poêles à bois et à granulés), ainsi que l’isolation des murs. Au sujet de la mobilité électrique, un projet de loi vise à créer une bonification renforcée pour aider les particuliers à acheter un véhicule électrique. Remplaçant le bonus écologique, cette aide devrait reposer sur les CEE, et non le budget de l’État.

Quid de la Programmation Pluriannuelle de l’énergie ?

Si les ministres de l’Énergie et du Logement espèrent signer ces projets de décrets et d’arrêtés avant le vote du 8 septembre, la Programmation pluriannuelle de l’énergie reste au point mort. Celle-ci avait pourtant été adoptée par le Sénat en deuxième lecture le 8 juillet dernier. Si sa publication avait été promise « avant la fin de l’été » par François Bayrou, la situation politique actuelle, pour le moins explosive, semble encore retarder un texte qui ne cesse de faire parler. Il va pourtant falloir que pro-nucléaires et pro-ENR mettent de côté leurs profondes divergences, pour ne pas freiner un secteur de l’énergie déjà affaibli par la situation, et pour permettre à la France d’avancer vers un avenir décarboné.

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Pour les entreprises de pose de panneaux solaires comme pour les particuliers, l’incertitude plane concernant le futur montant de la TVA à appliquer pour les prochaines installations. Si le décret est presque prêt, le climat politique laisse craindre un report de la mesure. 

Évoquée depuis plusieurs semaines, la baisse de la TVA à 5,5 %, pour toutes les installations d’une puissance inférieure ou égale à 9 kWc, n’est pas encore assurée. En effet, malgré des contours précisés par un rapport présenté pour avis au Conseil supérieur de l’énergie (CSE), le climat politique actuel pourrait avoir raison de la mesure dont la mise en application est prévue pour le 1ᵉʳ octobre.

Pour le moment, rien n’a été publié au Journal Officiel, et le décret est à l’ordre du jour du Conseil supérieur de l’énergie le 9 septembre, soit le lendemain du vote de confiance auquel sera soumis le gouvernement le 8 septembre. Face à cette situation, la Fédération nationale de l’énergie solaire (FNES) demande une publication immédiate du décret, pour éviter de fragiliser plus longtemps les centaines de TPE et PME dont l’activité est en suspens à cause de cette incertitude législative.

Compenser les précédentes coupes budgétaires

La mesure en question vise à abaisser à 5,5 % la TVA relative à toute la fourniture et la pose d’installations photovoltaïques d’une puissance inférieure à 9 kWc. Encore aujourd’hui, la TVA est fixée à :

• 10 % pour les installations inférieures ou égales à 3 kWc,
• 20 % pour les installations comprises entre 3 kWc et 9 kWc.

Si cette modification semble être une bonne nouvelle, elle compense, en réalité, les évolutions réglementaires du début d’année, issues des coupes budgétaires. Parmi ces évolutions, citons la prime à l’autoconsommation. Le montant de celle-ci avait été fixé à :

• 220 €/kWc pour les installations inférieures ou égales à 3 kWc,
• 160 €/kWc pour les installations comprises entre 3 et 9 kWc.

Depuis l’arrêté du 25 mars, cette prime est passée à 80 €/kWc pour toutes les installations inférieures à 9 kWc. Dans ce même arrêté du 25 mars, le tarif de rachat d’électricité a également été drastiquement diminué, passant de 12,69 ct/kWh à seulement 4 ct/kWh.

Des critères inatteignables ?

Outre le climat politique actuel, les conditions d’application de la TVA à 5,5 % inquiètent. Le rapport, présenté le 4 septembre, évoque des critères cumulatifs à remplir pour qu’une installation soit éligible à la TVA réduite. Ces critères, qui ne concernent que la fabrication des panneaux, sont les suivants :

• Un bilan carbone inférieur à 530 kgCO2eq/kWc,
• Une quantité d’argent inférieure à 14 mg/W,
• Une teneur en plomb inférieure à 0,1 %,
• Une teneur en cadmium inférieure à 0,01 %.

Ces seuils visent à guider le marché des panneaux solaires vers une fabrication moins intensive en métaux critiques, avec un impact moindre sur l’environnement. Néanmoins, selon Enerplan, syndicat de l’énergie solaire et renouvelable, à l’heure actuelle, aucun panneau du marché ne remplit ces critères, qu’il soit fabriqué en France, en Europe ou à l’étranger. En l’état, toujours selon Enerplan, aucun foyer ne pourra bénéficier de la mesure. C’est principalement le seuil de 530 kgCO2eq/kWc qui pose problème. Pour y répondre favorablement, les fabricants seraient contraints de délocaliser leur production de silicium dans des pays au mix moins carboné que la Chine. En France, il semblerait qu’un seul fabricant soit capable de proposer rapidement des panneaux en correspondance avec ces critères.

Pour finir, le Syndicat des énergies renouvelables (SER) plaide pour l’ajout d’une obligation de passer par un installateur Reconnu garant pour l’environnement (RGE), comme c’est le cas pour les aides associées à MaPrimeRenov’. Selon le SER, cette obligation pourrait limiter les fraudes dans ce domaine.

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Pour éviter un raz de marée chinois sur l’éolien offshore, la France et l’Europe s’organisent, et protègent leurs appels d’offre. C’est particulièrement vrai avec AO9, dont le cahier des charges vient d’être en partie dévoilé. 

En matière d’énergies renouvelables, la Chine montre un appétit sans pareil. L’Empire du milieu s’est imposé comme l’usine à panneaux solaires du monde, et affiche la même ambition concernant l’éolien. Mais cette fois, l’Europe, et en particulier la France, ne compte pas se laisser faire malgré plusieurs incursions en Allemagne ou en Italie.

La stratégie française vient d’être révélée par la Commission Européenne (CE), lorsque cette dernière a validé l’aide de 11 milliards d’euros prévue par la France. Le rapport de la CE dévoile, en effet, les contours du cahier des charges de l’appel d’offre AO9, concernant l’extension de plusieurs parcs éoliens flottants. Ce rapport confirme d’abord que l’un des quatre projets d’extension initialement prévus, à savoir l’extension du parc d’Oléron, ne fait plus partie de l’appel d’offres. Le rapport confirme également que celui-ci comprendra des prix plafonds, à savoir :

• 140 €/MWh pour le parc Bretagne sud,
• 130 €/MWh pour le parc en Occitanie,
• 130 €/MWh pour le parc en Provence-Alpes-Côte-d’Azur.

Jusqu’ici, rien de nouveau. D’ailleurs, ces prix plafonds sont identiques aux AO5 et AO6, qui concernent des parcs flottants dont la mise en service est prévue pour 2031.

De nouveaux critères d’éligibilité

Pour diversifier les bénéficiaires, il est indiqué qu’un même candidat ne pourra pas remporter plusieurs projets. Mais ce n’est pas tout, la France a inclus plusieurs nouveaux critères visant à limiter les éoliennes provenant de Chine. D’abord, un nouveau critère porte sur la robustesse du projet en matière de cybersécurité. D’autre part, pour assurer la diversification des approvisionnements, chaque éolienne devra compter moins de 75 % de pièces en provenance de Chine. Même l’approvisionnement en aimants est concerné, puisqu’il ne devra pas dépasser 85 % en provenance de Chine. Cela devrait faciliter le développement d’une filière européenne de production d’aimants.

Pour éviter toute spéculation sur le futur développement de la filière éolienne, le cahier des charges comprend des critères spécifiques, concernant la puissance des turbines. La puissance des modèles envisagés ne devra pas dépasser la puissance des turbines ayant reçu une certification industrielle au moment de la remise de l’appel d’offre. En d’autres termes, un candidat ne pourra baser son offre sur une turbine de 50 MW si celle-ci n’a pas été déjà conçue, fabriquée et testée conformément aux normes internationales, au moment de la remise de la réponse.

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Le salut de l’énergie houlomotrice pourrait venir des côtes, et non du grand large. Une startup croit au potentiel de cette technologie lorsqu’elle est positionnée sur des infrastructures portuaires, et compte bien le démontrer grâce à son nouveau prototype californien.

Quoi de mieux qu’une digue de 13 km de long, faisant face aux vagues du Pacifique, pour tester une centrale capable de produire de l’électricité grâce à l’énergie des vagues ? En s’implantant sur le port de Los Angeles, la startup israélienne Eco Wave Power met toutes les chances de son côté pour faire prendre une nouvelle dimension à son innovation. Déjà mise en application sur le port de Jaffa, en Israël, celle-ci fonctionne sur le principe suivant : des flotteurs, en oscillant au gré de la houle, actionnent un piston qui comprime un fluide hydraulique dans des accumulateurs situés à terre. Cette pression est utilisée pour faire tourner un moteur hydraulique, qui entraîne à son tour un générateur électrique.

Pour l’heure, ce sont sept de ces flotteurs qui viennent d’être mis en service, mais la startup espère bien installer plusieurs centaines de flotteurs tout le long de la digue. Selon Eco Wave Power, une telle installation pourrait alimenter l’équivalent de 60 000 foyers.

Dompter l’énergie des vagues

Malgré un potentiel souvent mis en avant, la production d’électricité à partir de l’énergie des vagues peine à se développer, la faute à des contraintes très importantes. D’abord, la houle met à mal le matériel, ce qui entraîne d’importants coûts de maintenance. Ces coûts sont d’autant plus importants que ces centrales sont souvent prévues pour être installées au large, augmentant également le coût du raccordement.

Eco Wave Power envisage une approche différente, et prévoit d’installer sa centrale sur des infrastructures portuaires déjà existantes, ce qui limite les coûts liés à l’installation, la maintenance et au raccordement. En cas de tempête, les flotteurs peuvent être simplement relevés, ce qui les protège des effets d’une houle trop violente. La production électrique du prototype fraîchement installé devrait être minime. S’il s’agit des mêmes flotteurs que le site de Jaffa, qui affiche une puissance de 100 kW, on parlerait ici d’une centrale de 70 kW.

Néanmoins, l’entreprise voit grand, et aurait déjà repéré 77 sites exploitables. Prochaine étape : une centrale plus grande, installée à Porto (Portugal) en 2026, et capable d’alimenter 1000 foyers.

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