Une nouvelle étape vient d’être franchie vers la décarbonation. En 2025, les énergies renouvelables ont produit plus d’électricité que le charbon, en particulier grâce au développement de la Chine et de l’Inde, nouveaux moteurs de la transition énergétique.

C’est une première depuis 100 ans : en 2025, les énergies renouvelables ont produit plus d’électricité que le charbon. C’est ce que le cabinet Ember a pu conclure après avoir analysé la production et la consommation de 91 pays représentant 93 % de la demande mondiale d’électricité. Cette nouvelle vient valider la dynamique exceptionnelle des énergies renouvelables, et en particulier du photovoltaïque. Sur l’année, la production solaire a augmenté de 636 TWh, soit une hausse de 30%. Plus modeste, le secteur de l’éolien a tout de même enregistré une hausse de 205 TWh, soit l’équivalent de la hausse de 2024.

Si le nucléaire fait beaucoup parler, il n’enregistre qu’une faible hausse de production, de l’ordre de 35 TWh. Enfin, l’hydroélectricité est restée stable entre 2024 et 2025. Cette hausse de production ENR a d’ailleurs suffi à compenser la forte hausse de consommation d’électricité. De ce fait, à l’échelle mondiale, la production d’électricité issue de fossiles a baissé de 0,2 %. Une baisse extrêmement faible, mais la courbe s’infléchit bel et bien.

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La transition énergétique se joue en Chine et en Inde

La croissance fulgurante des énergies renouvelables se joue principalement en Chine et en Inde. À elle seule, la Chine enregistre la moitié de la hausse de production solaire avec 336 TWh supplémentaires, et plus de la moitié de la hausse de production éolienne avec 138 TWh. L’Inde prend d’ailleurs la même direction, en se positionnant à la deuxième place en termes de production éolienne.

De la même manière, le déclin des énergies fossiles se joue également en Chine et en Inde puisque les deux pays ont vu leur production d’électricité fossile baisser pour la première fois depuis plusieurs années, contrairement aux USA ou à l’Europe. Les émissions combinées issues de la production d’électricité ont chuté de 79 MtCO₂e par rapport à l’année précédente.

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L’Union européenne peine à tenir la cadence

Il faut remonter à l’année 1919 pour constater une plus grande part de production d’électricité renouvelable que de charbon. À cette époque, l’or blanc, autre nom de l’hydroélectricité, connaissait un essor sans précédent. Néanmoins, le charbon a très vite repris sa place dans un monde en pleine croissance.

Si l’Europe a eu un rôle important dans le développement de l’hydroélectricité il y a 100 ans, la situation est un peu différente aujourd’hui. Le Vieux Continent consomme très peu de charbon, mais ne fait pas figure de référence pour le déploiement du photovoltaïque. Ses 60 TWh de production solaire supplémentaire font pâle figure face aux 85 TWh des USA et surtout aux 336 TWh de la Chine.

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Dans un contexte où le soutien financier de l’État envers les installations photovoltaïques ne cesse de baisser, le tarif des premiers contrats d’achat d’électricité, datant d’il y a 20 ans, a de quoi laisser rêveur. Si cette ère est désormais révolue, la majorité de ces contrats sont encore effectifs, et rapportent des sommes astronomiques à leurs propriétaires tout en vidant les caisses de l’État. 

À l’heure actuelle, le déploiement des panneaux solaires explose un peu partout dans le monde du fait de leur facilité d’installation, mais aussi de leur prix en quasi-chute libre depuis des dizaines d’années. Rien que sur l’année 2024, presque 600 GW de nouvelles installations ont été mises en service, pour une puissance mondiale cumulée de 2,2 TW.

Mais la situation n’a pas toujours été aussi rayonnante pour le photovoltaïque. Avant l’an 2000, ce mode de production d’électricité était anecdotique, pour ne pas dire inexistant. Pour inverser la tendance, la France a décidé d’inclure les énergies renouvelables dans sa programmation pluriannuelle de l’énergie publiée en 2000. Celle-ci instituait alors un dispositif d’obligation d’achat de l’électricité produite, associé à un tarif réglementé pour une durée de 20 ans. Pour en profiter, une seule condition : que la puissance de la centrale soit inférieure à 12 MW. Dans ce cadre, un arrêté tarifaire fixant les prix d’achat a été mis en application dès 2002. À la lumière de 2026, ces tarifs ont de quoi faire bondir.

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Jusqu’à 0,55 € le kilowattheure : le pactole touché par les pionniers du solaire

En effet, en métropole, les installations non intégrées au bâti bénéficiaient d’un tarif d’achat de 300 €/MWh. Pour les centrales intégrées au bâti, ce tarif passait même à 550 €/MWh, soit 0,55 €/kWh ! La chute est brutale, quand on compare ce tarif à celui récemment envisagé de 0,011€/kWh.

Pour illustrer la baisse de soutien public aux installations photovoltaïques, convenons d’une centrale de 3 kWc située dans la région lyonnaise. Selon le site AutoCalSol, une telle centrale classiquement orientée vers le sud permettrait la production de 3 888 kWh par an. En considérant un taux d’autoconsommation de l’ordre de 30%, on obtient un revenu cumulé sur 20 ans de 29 942 € dans les conditions de 2006, et de 598 € dans les conditions potentielles de 2026.

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Une évolution du prix de rachat qui suit celle des panneaux photovoltaïques

Si la différence est colossale, rappelons tout de même que le prix des cellules photovoltaïques a lui aussi chuté. Selon l’Energy Institute, le prix des panneaux est ainsi passé de 4,79 $/Wc en 2006 à seulement 0,26 $/Wc en 2022. Cela représente une baisse de 94 %, encore plus grande que la baisse du tarif d’achat de l’électricité.

Pour autant, ce tarif d’achat pèse lourd sur la trésorerie nationale. En effet, les 235 000 contrats souscrits entre 2006 et 2009, et bénéficiant de ces tarifs très avantageux, coûtent chaque année environ 2 milliards d’euros à l’État, soit 40 milliards d’euros sur la durée totale des contrats. En 2020, cela représentait 30 % des charges du service public liées aux énergies renouvelables, pour seulement 5 % de leur production.

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Les présidentielles avancent à grands pas. Pour espérer faire de la décarbonation un sujet majeur, le groupe de réflexion Shift Project, fondé par Jean-Marc Jancovici, vient de dévoiler des chantiers indispensables à la réussite de la transition énergétique. Si rien ne surprend, ce travail de fond a le mérite de poser des bases solides pour les débats qui devraient rythmer les 12 prochains mois. 

À un an de la prochaine élection présidentielle, le Shift Project, think tank fondé par Jean-Marc Jancovici, veut placer la transition environnementale au cœur du débat politique. Dans ce contexte, il vient de publier la première partie d’un programme appelé « Plan robuste pour l’économie française ». Dans les grandes lignes, ce premier rapport décrit 20 chantiers à mener dès le début du prochain quinquennat pour permettre à la France de respecter son objectif zéro carbone d’ici 2050.

Selon le think tank, malgré une trajectoire récente bien en deçà des standards espérés, l’objectif est toujours atteignable, mais il va falloir tout faire immédiatement et simultanément. Comprenons que le défi est immense. Ces 20 chantiers s’articulent autour de six thématiques principales, à savoir le transport, le logement, le numérique, l’industrie, l’agriculture et enfin l’énergie. En voici le contenu dans les grandes lignes :

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Transports

• Déployer massivement le vélo,
• Étendre les transports en commun,
• Généraliser la voiture électrique « sobre »,
• Massifier le train passagers,
• Décarboner le secteur aérien,
• Relancer le fret ferroviaire,
• Électrifier les poids lourds.

Logements

• Massifier la rénovation des logements,
• Déployer les pompes à chaleur.

Numérique

• Maîtriser le déploiement des centres de données.

Industrie

• Produire de l’acier bas carbone en France,
• Massifier la production d’hydrogène bas carbone,
• Capter, stocker et valoriser le CO2 industriel résiduel.

Agriculture

• Transformer la gestion de l’azote dans les systèmes agricoles et alimentaires,
• Permettre le maintien et la transition vers des systèmes d’élevages résilients et bas carbones,
• Préserver et étendre les puits de carbone naturels, agricoles et forestiers.

Énergie

• Développer l’éolien et le photovoltaïque,
• Prolonger le nucléaire historique, lancer le nouveau nucléaire,
• Déployer les bioénergies de manière soutenable.

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L’électrification des usages, un passage obligé

À la lecture de ces grands projets, rien n’est particulièrement surprenant, il s’agit de thématiques qui reviennent fréquemment dans les débats quand on évoque la décarbonation du pays. Comme déjà avancé par le gouvernement actuel, l’électrification des usages prend une grande part dans ces chantiers. En réalité, ce programme se distingue notamment du précédent programme présenté par le Shift Project en prenant plus en compte l’instabilité géopolitique mondiale et l’intérêt de cette décarbonation pour redonner à la France une plus grande indépendance.

Le Shift Project rappelle ainsi que la France et l’Europe sont particulièrement exposées aux crises sur les énergies fossiles, puisqu’elles en dépendent énormément. C’est particulièrement flagrant actuellement, avec la guerre en Iran, et c’était également le cas avec la guerre en Ukraine. Une électrification massive des usages le plus rapidement possible atténuerait cette mécanique.

Surtout, le rapport dévoilé insiste sur l’urgence de lancer ces grands projets pour espérer réussir la décarbonation de l’Hexagone. Sans mise en application rapide et simultanée de ces projets, l’objectif zéro carbone d’ici 2050 semble hors d’atteinte. Au-delà de ces 20 chantiers, le Shift Project compte publier l’ensemble de son plan robuste pour l’économie française en octobre prochain.

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Symbole de la décarbonation des logements, la pompe à chaleur peine à maintenir la croissance amorcée début 2020. Entre 2024 et 2025, les chiffres de vente ont stagné, la faute à un contexte économique peu favorable et à des aides publiques instables.

Indispensables alliées de la transition énergétique, les pompes à chaleur ont la lourde responsabilité de permettre la décarbonation des logements français. Mais tout comme pour les émissions à l’échelle du pays, les résultats des années 2024 et 2025 montrent une stagnation du nombre d’installations plutôt qu’une véritable hausse.

Selon un rapport d’Observ’ER, en 2025 se sont vendues 941 250 PAC air/eau ou air/air dans l’hexagone, soit seulement 3 000 de plus que sur l’année 2024. Les années 2024 et 2025 mettent un terme à une hausse constante du nombre de PAC installées par an, avec l’année 2023 en point culminant et près de 1 167 970 PAC vendues.

Selon les professionnels du secteur, cette baisse coïncide non seulement avec un contexte économique compliqué pour les particuliers qui n’ont pas la possibilité d’investir, mais également avec l’instabilité des aides gouvernementales. Rappelons que le guichet MaPrimeRénov’ a été mis en pause à plusieurs reprises, notamment pendant l’été 2025. Le nombre de PAC air/air monosplit installées en 2025 est inférieur aux chiffres de vente de l’année 2020 !

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La géothermie reste confidentielle pour les particuliers

Malgré son potentiel, le marché de la PAC géothermique reste stable depuis près de 10 ans après un pic d’installations en 2021. Avec 3 140 unités installées en 2025, ce type de chauffage reste anecdotique à l’échelle du pays. Technologiquement, l’intérêt de la géothermie est très élevé. Néanmoins, son coût d’investissement la rend peu accessible à la majorité des foyers, ce qui explique sa confidentialité.

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Les chaudières fossiles, encore deuxièmes en termes de part de marché

Pour finir, dans son rapport, Observ’ER a notamment fait le point sur le marché des systèmes de chauffage central individuel, et les résultats sont pleins d’enseignements. D’abord, les PAC dominent largement le tableau avec près de 68,3 % des nouveaux équipements, dont 55,1 % pour les PAC air/air, aussi appelés climatiseurs réversibles. Mais on constate également que les chaudières fonctionnant aux énergies fossiles conservent une place prépondérante avec 30,7 % de part de marché. Ce chiffre en dit long sur le travail à effectuer pour la décarbonation réelle des modes de chauffage des logements en France.

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Zéro tonne de CO₂. Voici les émissions de l’étage central du Space Launch System (SLS), le lanceur américain qui a propulsé des astronautes vers la Lune pour la première fois depuis plus de 50 ans. Pour autant, derrière ce chiffre se cache une réalité plus complexe, loin d’être décarbonée.

En regardant les images du décollage de la mission Artémis II, difficile de croire que le nouveau lanceur américain, répondant à l’acronyme SLS, n’a émis aucun CO₂ mis à part via ses deux boosters additionnels. Et pourtant, l’étage central de cette fusée de presque 100 mètres de haut n’en a pas émis pour la simple et bonne raison qu’il fonctionne à l’hydrogène ! En concevant son nouveau lanceur, la NASA a, en effet, choisi 4 moteurs-fusée de type RS-25 qui équipaient les navettes spatiales, et qui ont la particularité de consommer de l’oxygène et de l’hydrogène liquide. Ce mélange affiche une efficacité énergétique remarquable avec une impulsion spécifique élevée.

Dans le cas de la mission Artemis II, le SLS a embarqué environ 143 tonnes d’hydrogène liquide, de quoi fournir une poussée constante pendant près de 8 minutes et ainsi permettre au vaisseau Orion de prendre la direction de la Lune. Pendant l’ascension, la combustion de l’hydrogène et de l’oxygène a généré plus de 1200 tonnes de vapeur d’eau. Pour autant, impossible de qualifier ce vol de neutre pour l’environnement.

L’hydrogène en question a été obtenu par des procédés industriels standard, à savoir le vaporeformage du méthane, une technique gourmande en énergie, et très émettrice de CO₂. Selon le consultant Greenly, la production et la liquéfaction de cet hydrogène auraient émis plus de CO₂ que les émissions directes de la mission Apollo 8, utilisant pourtant du kérosène. Aux 1979 tonnes de CO₂ émises pendant le voyage Apollo 8, Artemis II a émis plus de 2100 tonnes de CO₂.

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L’hydrogène, un carburant potentiellement écologique mais difficile à maîtriser

Le recours à l’hydrogène liquide laisse tout de même entrevoir un avenir de la conquête spatiale moins carboné grâce au recours à de l’hydrogène vert. Néanmoins, la route est encore très longue avant d’y parvenir. Malgré un potentiel très élevé, l’utilisation d’hydrogène liquide est d’une très grande complexité, ce qui a déjà causé des retards lors de la première mission Artemis. Cette complexité tient aux caractéristiques de l’hydrogène, plus petit atome connu qui est d’une extrême volatilité. De ce fait, les fuites sont fréquentes et difficiles à éviter. En parallèle, sa liquéfaction est le seul moyen d’atteindre une densité intéressante. Mais elle n’est atteignable que dans des conditions de froid extrême, et nécessite un refroidissement à une température de -253 degrés Celsius.

Compte tenu de ces particularités, pour faire le plein du SLS, la NASA a dû mettre au point un système extrêmement sophistiqué avec des réservoirs cryogéniques situés au pied du pas de tir. Les réservoirs du SLS ne sont remplis qu’au dernier moment pour éviter que l’immense majorité de l’hydrogène liquide ne se réchauffe, tandis que des soupapes dédiées permettent d’évacuer la part d’hydrogène qui s’est évaporée. D’ailleurs, ces difficultés ont participé à retarder le lancement d’Artemis II de plusieurs mois.

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Si la production d’électricité à partir du vent est bien décarbonée, l’impact environnemental du secteur de l’éolien offshore est loin d’être neutre, notamment à cause des matériaux nécessaires à leur construction. Le fabricant européen Siemens Gamesa travaille d’arrache-pied pour réduire cet impact, et montre ses avancées à travers le plus grand parc du Danemark : Thor. 

En apparence, le parc éolien Thor, situé au large du Danemark, n’a rien de particulier. Il fait partie de ces nombreux projets offshore qui dépassent le GW de puissance grâce à des turbines avoisinant les 15 MW. Dans le détail, ce parc, porté par RWE et le Norges Bank Investment Management (NBIM), est composé de 72 éoliennes Siemens Gamesa SG 14-236 DD, et devrait être inauguré en 2027. D’ailleurs, le chantier avance à bon rythme, puisque la sous-station est en place et toutes les fondations ont été réalisées, tandis que la première turbine a été installée début mars.

Pourtant, ce parc éolien a une particularité qui préfigure peut-être l’avenir de l’éolien offshore : ses éoliennes sont en partie composées de mâts en acier à faible impact CO2, et de pales de rotor recyclables.

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Économie circulaire et industrialisation décarbonée

Principale matière première d’une éolienne en termes de poids et de volume, l’acier affiche une empreinte carbone importante du fait de son procédé de fabrication. Selon des statistiques du gouvernement, une tonne d’acier produite dans une aciérie traditionnelle génère 1,8 tonne de CO₂. Face à ce constat, et pour améliorer le bilan carbone de ses éoliennes, Siemens Gamesa a lancé la GreenerTower, un mât d’éolienne composé d’acier bas carbone. Cet acier répond à une certification qui indique un maximum de 0,7 tonne d’émission d’équivalent CO₂ par tonne d’acier, tout en conservant les propriétés et la qualité de l’acier. Sur le parc Thor, on retrouve 36 mâts GreenerTower. Cette initiative permettrait de réduire de 20% les émissions de CO2 associées à la construction de ce parc.

En parallèle, Siemens Gamesa travaille également sur la recyclabilité de ses pales d’éoliennes. En temps normal, les matériaux composites qui les composent sont parfois difficiles à recycler, mais le fabricant hispano-allemand a trouvé la parade en utilisant une résine spécifique. La structure chimique de cette dernière permet de la séparer plus facilement des autres matériaux, et donc d’en permettre le recyclage. Sur le projet Thor, on parle de 120 pales recyclables, soit 40 turbines.

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Réduire l’impact carbone de l’éolien

Ces avancées vont permettre de réduire le bilan carbone déjà très bon de l’éolien offshore. Selon la base Empreinte de l’ADEME, l’éolien offshore émettrait entre 10 et 15 gCO₂eq/kWh contre un peu moins de 50 gCO₂eq/kWh pour le photovoltaïque. Seul l’éolien terrestre et le nucléaire font mieux avec un peu moins de 9 gCO₂eq/kWh pour le premier et entre 1,21 et 3,7 gCO₂eq/kWh pour le nucléaire selon les dernières estimations du CEA et d’EDF.

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Chez Révolution Énergétique, on adore mettre en avant l’ingéniosité et le savoir-faire de bricoleurs passionnés qui n’hésitent pas à expérimenter pour trouver leur propre solution de production d’énergie décarbonée. Marc Nering rentre parfaitement dans cette catégorie. Jeune retraité, ce Canadien a réinventé la roue à aube pour obtenir une électricité propre, prévisible, et presque illimitée chez lui.

Marc Nering a l’énergie hydraulique chevillée au corps ! Ancien manager dans le secteur de l’hydroélectricité, il a voulu se retirer en plein cœur de la Colombie-Britannique pour y passer ses vieux jours. Mais le flot continu de la Cheakamus River, située en bas de son jardin, lui rappelait quotidiennement qu’une immense quantité d’énergie restait ici inexploitée. C’est en tombant sur un guide datant du XIXᵉ siècle sur la construction des moulins à eau qu’il a décidé de se lancer, et tenté de fabriquer sa propre roue à aube.

Fort de cette inspiration et de son expérience dans l’industrie lourde, il a appris à souder l’aluminium pour construire une roue de 3 mètres de diamètre pour 1 mètre de large. D’abord imaginée comme une pompe à spirale pour irriguer ses terrains, Marc Nering l’a finalement associée à un alternateur pour alimenter sa maison. Cette installation lui permet de produire quotidiennement presque 36 kWh d’électricité grâce à la régularité du courant.

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10 ans d’innovations et de modifications

Avec sa microcentrale mise en place en 2017, Marc Nering n’a pas atteint la perfection du premier coup, et ne cesse d’améliorer son installation. Parmi les modifications les plus conséquentes, on peut citer le recours à des roulements en bois, plutôt qu’à des roulements traditionnels. À cause de l’humidité permanente, ces derniers avaient la fâcheuse tendance à rendre l’âme en quelques mois seulement. Le retraité a donc fait appel à Lignum Vitae, une société américaine spécialisée dans la fabrication de roulements lubrifiés par l’eau grâce à leur composition en bois de gaïac. Extrêmement dense, ce bois servait aussi bien à la fabrication de jambes de bois que d’essieux ou encore de paliers pour les arbres d’hélices de bateaux. Il est encore utilisé dans certaines centrales hydroélectriques.

Parmi les autres innovations de sa microcentrale, Marc Nering envisage notamment de remplacer la courroie de transmission par une chaîne, ou encore de mettre en place un système automatique d’ajustement de la hauteur. Ce système est encore manuel, ce qui oblige son propriétaire à l’ajuster en fonction de la météo.

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Des pays en développement intéressés

Tenant à son temps libre, Marc Nering n’envisage pas de commercialiser sa centrale. Dans une interview pour le magazine américain Hydro Leader, il a notamment expliqué que son installation ne serait jamais aussi avantageuse que l’électricité du réseau, d’un point de vue financier. En revanche, elle reste une solution intéressante pour les communautés hors réseau et les pays en développement.

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Si vous comptiez installer des panneaux solaires pour vendre votre production, sachez c’est plus que jamais un mauvais plan. Comme l’année dernière à la même période, le gouvernement envisage de réduire drastiquement le soutien aux petites centrales solaires, impactant directement les particuliers. 

Ça bouge encore, du côté des aides de l’État concernant les petites installations solaires. Quelques semaines après que Roland Lescure et Maud Brégeon aient évoqué une modification du guichet ouvert pour les installations de moins de 100 kilowatts-crête (kWc), un texte vient d’être présenté au Conseil supérieur de l’énergie (CSE). Celui-ci prévoierait une énième baisse du tarif d’achat par EDF OA du surplus de production des petites installations solaires.

Actuellement, ce tarif est fixé à 0,04 €/kWh pour les installations comprises entre 0 et 9 kWc, et 0,047 €/kWh pour le segment 9 kWc – 100 kWc. Selon le texte en question, il pourrait tomber à 0,011 €/kWh pour toutes les installations de moins de 100 kWc, à condition que les prix de marché soient positifs. Rappelons qu’avant le 27 mars 2025, ce tarif était fixé à 0,1269 €/kWh pour les centrales de moins de 9 kWc. Cela représente une potentielle baisse totale de 91 % en à peine plus d’un an !

D’ailleurs, le texte prévoit également un tarif de soutien nul en cas de prix négatifs sur le marché, et même une suppression de la prime à l’autoconsommation ! Celle-ci est actuellement de 80 €/kWc installé pour les installations de moins de 9 kWc, alors qu’elle était, avant mars 2025, fixée entre 160 € et 210 € en fonction de la taille de la centrale.

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Limiter le pic de production électrique du solaire ?

Cette nouvelle réduction des aides risque d’entraîner un coup d’arrêt du déploiement du photovoltaïque chez les particuliers, et ce n’est peut-être pas un hasard. À mesure que les capacités de production solaire augmentent, on observe un pic de production en milieu de journée qui pourrait à terme conduire à des déséquilibres de réseau si rien n’est fait, et d’augmenter la récurrence des prix négatifs. Seules solutions face à cette surproduction solaire : augmenter la consommation électrique ou stocker le surplus d’énergie.

Or, la consommation électrique française n’augmente toujours pas, et les dispositifs de stockage de l’énergie sont encore peu nombreux sur le territoire national. D’ailleurs, d’un point de vue réseau, encourager l’autoconsommation revient à réduire la consommation, et ne permet donc pas de compenser une éventuelle surproduction. Compte-tenu de cette situation, ralentir le déploiement des installations solaires non pilotables devient l’une des rares solutions immédiates permettant de limiter les risques de surproduction.

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Produire des briques sans émettre de CO₂, voilà en résumé l’ambition de l’entreprise Wienerberger pour son site anglais de Denton. Le leader mondial de la terre cuite s’apprête à convertir l’une de ses usines à l’hydrogène vert. Ce projet préfigure la difficile décarbonation d’un secteur industriel qui repose sur la production de chaleur pour la cuisson de ses produits.

Une usine de production de briques, située dans la banlieue de Manchester, vient d’obtenir un financement de 6 millions de livres sterling (6,9 millions d’euros) pour convertir ses deux fours tunnels à l’hydrogène. Objectif : se passer du gaz naturel pour réduire drastiquement les émissions de CO₂. Le projet est loin d’être modeste, car il va falloir remplacer les 224 brûleurs des deux fours, créer une infrastructure d’approvisionnement en hydrogène, et mettre à niveau le système électrique du site. En revanche, l’intégrité structurelle des fours ne devrait pas être modifiée. Il s’agira de la première usine de brique à hydrogène à l’échelle commerciale dans le monde.

L’hydrogène vert utilisé proviendra du projet Tafford Green Energy, qui consiste à produire de l’hydrogène grâce à un processus d’électrolyse de l’eau. L’électricité utilisée pour produire cet hydrogène sera issue de sources d’énergies renouvelables, à savoir du solaire et de l’éolien. D’une puissance initiale de 20 MW, le projet devrait atteindre, à terme, 200 MW. L’hydrogène sera acheminé jusqu’à l’usine par remorques.

L’usine devrait entièrement fonctionner à l’hydrogène à partir de l’automne 2028. Cette conversion devrait éviter les émissions de plus de 11 000 tonnes de CO₂ par an.

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Décarboner la production de briques et de tuiles

Les initiatives se multiplient pour tenter de décarboner l’industrie des briques et des tuiles, mais la tâche est loin d’être simple. Pour obtenir leur résistance, ces matériaux nécessitent une cuisson de longue durée (24 heures) à des températures frôlant les 1000 °C. Pour tenter d’en réduire l’impact, certains mettent en place des systèmes de récupération de la chaleur fatale, tandis que d’autres comptent sur la capture du CO2.

En France, un projet de cuisson à l’hydrogène a été mené par l’ADEME, et a montré que cette technologie n’avait pas d’impact sur la qualité des briques fabriquées, en comparaison au gaz naturel. En revanche, un problème demeure avec cette solution : le prix de l’hydrogène vert. Dans la conclusion de son rapport en 2025, l’ADEME a ainsi indiqué que « le coût de ce vecteur énergétique reste très élevé pour envisager son usage à l’échelle industrielle dans la conjoncture actuelle sans soutien financier local, national ou européen ». Et si la solution à ce problème était située en Moselle, grâce à ses sous-sols riches en hydrogène naturel ?

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La récente fermeture de centrales nucléaires en Belgique et en Allemagne aurait des répercussions négatives directes sur les émissions de CO₂ de toute l’Europe. Selon une étude, le surplus d’émissions serait de l’ordre de 16,4 millions de tonnes par an. Une nouvelle qui vient conforter la nouvelle politique énergétique européenne qui intègre désormais le nucléaire. À ce sujet, seule l’Allemagne montre encore des réticences, mais pour combien de temps ? 

Si le nucléaire revient depuis quelques années sur le devant de la scène, les stratégies nationales varient encore drastiquement d’un pays à l’autre. Alors que la France travaille à renforcer son parc nucléaire, la Belgique et l’Allemagne affichent toujours une dynamique de désengagement vis-à-vis du nucléaire. Depuis 2022, les deux pays ont débranché un total de 8 GW de capacité de production électrique d’origine nucléaire.

Une récente publication, parue dans Energy Strategy Reviews, a tenté de déterminer l’impact de ces déconnexions à l’échelle de ces deux pays mais également de l’Europe. Les résultats suggèrent un manque à gagner économique, et une perte de réduction des émissions de CO2.

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Deux scénarios comparés

Pour en venir à cette conclusion, les chercheurs ont établi trois scénarios 2030 à comparer, en se basant sur l’année 2030. Le premier scénario, qui sert de référence, considère une année 2030 durant laquelle toutes les centrales belges et allemandes sont fermées, ce qui correspond à la politique initiale des deux pays. Le deuxième scénario considère une puissance nominale de 2 GW côté belge. Depuis le déclenchement de la guerre en Ukraine, le pays envisage en effet de redémarrer deux réacteurs d’ici la fin de la décennie. Enfin, le troisième scénario suppose une capacité de production nucléaire de 4 GW pour la Belgique et 4 GW pour l’Allemagne, correspondant à une prolongation de toutes les centrales encore en service en 2021, au moins jusqu’en 2030.

À la lecture de la publication, on constate que la prolongation de ces réacteurs nucléaires aurait permis de réduire les émissions de CO₂ de 16,4 millions de tonnes par an en 2030 en comparaison au premier scénario. Cela représente 5 % d’émissions de moins que le scénario 1. Cette réduction d’émissions se répartit à 56 % pour la Belgique et l’Allemagne, et à 44 % pour les pays transfrontaliers qui peuvent alors profiter plus facilement d’une énergie décarbonée. D’un point de vue économique, cette même comparaison souligne une économie de 1,5 milliard d’euros pour la Belgique et 1,8 milliard d’euros pour l’Allemagne en maintenant les centrales nucléaires, grâce à une baisse des coûts d’exploitation. Dans ce contexte, la réduction des émissions de CO₂ limite également le coût des taxes liées à ces émissions.

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Quel avenir énergétique pour l’Europe ?

L’étude suggère que l’abandon du nucléaire par un pays a des conséquences qui dépassent ses propres frontières, et fait résonner les propos d’Ursula von der Leyen, qui a récemment déclaré que « l’Europe a commis une erreur stratégique en se détournant du nucléaire ». D’ailleurs, la Belgique a d’ores et déjà changé d’avis, et a notamment signé l’accord de la COP28 sur le triplement des capacités nucléaires mondiales d’ici 2050. De son côté, l’Allemagne mise depuis longtemps sur la fusion nucléaire plutôt que la fission. Mais face à l’urgence climatique, on pourrait s’attendre, là aussi, à un changement de stratégie. Récemment, la ministre allemande de l’Économie a déclaré que le gouvernement devrait s’intéresser à nouveau à l’énergie nucléaire.

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La liste des projets de SMR français s’allonge. Moins connue que ses rivales, la startup française Otrera travaille à la mise au point d’un SMR à neutrons rapides, et vise une première divergence en 2032. Pour réussir son pari, la startup peut compter sur un atout de taille : l’ancien responsable du projet ASTRID.

Le nom Otrera ne vous dit peut-être rien, mais cela ne devrait pas durer. Cette startup issue du Commissariat à l’énergie atomique (CEA) a l’ambition de concevoir un mini-réacteur modulaire (SMR) à neutrons rapides refroidi au sodium, et d’industrialiser sa fabrication en France. Sur le papier, ce nouveau projet a de nombreux arguments à faire valoir. Otrera promet une capacité thermique de 300 MW pour 110 MW électriques, en visant la cogénération chaleur/électricité.

En parallèle, le SMR se distingue par son design particulièrement compact. Par exemple, sa cuve ne dépasse pas les 3 mètres de diamètre, ce qui devrait faciliter son implantation à proximité des agglomérations ou sur des sites industriels. Enfin, il devrait être alimenté via des combustibles recyclés comme le HALEU. Le changement de combustible ne devrait avoir lieu qu’une fois par décennie.

La technologie de refroidissement au sodium est réputée dangereuse, à cause de la grande réactivité chimique de ce métal. Mais Otrera aurait conçu de nombreux mécanismes de sûreté passifs, avec notamment plusieurs niveaux de confinement.

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L’ancien patron du projet ASTRID aux manettes

Si la mise en service d’un premier démonstrateur industriel n’est pas prévue avant 2032, les équipes d’Otrera travaillent à la construction d’une usine de production à Cherbourg. La première pierre de cette dernière devrait être posée en 2027, pour une mise en service en 2029. À terme, elle devrait permettre la production en série de nombreux éléments comme les pompes, les échangeurs ou encore les cuves.

À la lecture des caractéristiques de ce SMR, vous avez peut-être constaté des similitudes avec le projet ASTRID sur la technologie choisie, et ce n’est pas un hasard. Le fondateur d’Otrera n’est autre que Frédéric Varaine, ancien responsable du programme ASTRID. Si lui et Jean-Eric Lucas, cofondateur d’Otrera, ne comptent pas « refaire ASTRID », l’expérience accumulée sur le successeur de Superphénix a notamment permis aux équipes d’Otrera de faire des choix technologiques différents.

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Pointée du doigt par une équipe de recherche américaine, la vulnérabilité des installations photovoltaïques pourrait devenir la principale cible de sabotages et de piratages dans un contexte géopolitique de plus en plus complexe. 

Le photovoltaïque s’impose, d’année en année, comme l’énergie renouvelable de référence grâce à son prix qui a baissé de 95 % en 20 ans. Pour s’en convaincre, il suffit de regarder la hausse de 20% de la production électrique solaire européenne, qui a atteint 369 TWh sur l’année 2025. Mais cette croissance fulgurante pourrait faire de ces installations photovoltaïques le talon d’Achille de l’Europe.

De l’autre côté de l’Atlantique, le chercheur Mohammad Al Faruque, directeur du Center for resilient autonomous systems à l’université de Californie, a récemment alerté sur la vulnérabilité des installations photovoltaïques, en particulier aux champs électriques, magnétiques et acoustiques. En cause, les capteurs bon marché souvent utilisés dans les onduleurs pour monitorer la tension et l’intensité de la production.

Dans une expérimentation très simple, Mohammad Al Faruque est parvenu à démontrer qu’il était possible d’interférer sur le fonctionnement d’un onduleur sans y toucher. Pour cela, il a mis au point un dispositif aux composants très simples, qu’il a caché dans une tasse à café pour le dissimuler. En posant simplement cette tasse sur un onduleur, il est parvenu à générer un champ magnétique perturbant les capteurs de l’onduleur. À une échelle suffisamment grande, ce type de sabotage pourrait avoir des répercussions sur l’ensemble d’un système plus interconnecté que jamais, avec de potentielles conséquences en cascade, à l’image du black-out espagnol.

Un danger plus proche que jamais

Pour Mohammad Al Faruque, il est plus important que jamais de prendre en considération les types de capteurs installés dans les installations photovoltaïques, et d’opter pour des technologies plus résistantes aux interférences. Avec leur développement massif, les énergies renouvelables deviennent des enjeux stratégiques majeurs pour la sécurité nationale et supranationale. Il convient de les considérer en tant que tel. Pour cette raison, l’Europe a fait appliquer dès la fin de l’année 2024 la directive NIS2 (Network and Information Security 2), qui vise à augmenter les exigences de sécurité et de cybersécurité, notamment pour le secteur de l’énergie.

Le contexte géopolitique actuel accélère la nécessité de déployer ces dispositifs de sécurité et de cybersécurité autour des installations d’énergies renouvelables, car la menace est bel et bien réelle. Preuve de cette urgence, dans la nuit du 29 au 30 décembre 2025, l’organisation russe Sandworm a mené une attaque coordonnée vers 30 sites éoliens et photovoltaïques de Pologne, entraînant une perte totale de supervision pendant quelques heures. Si la situation n’a pas entraîné de perturbation de la production énergétique, elle aurait pu plonger dans le noir et le froid près de 500 000 foyers. Selon un rapport de Solar Power Europe, le piratage de 3 GW de capacités de production pourrait suffire à déstabiliser tout le réseau électrique européen.

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La course à la réduction des émissions de CO₂ bat son plein. Mais malgré une diminution confirmée, la France ne parvient pas à maintenir la cadence pour atteindre ses objectifs en la matière. La récente publication de la SNBC3 suffira-t-elle à inverser cette tendance ? 

Les émissions de CO₂ de la France continuent de diminuer, mais à un rythme insuffisant. Selon le dernier baromètre publié par le CITEPA, organisme indépendant chargé du suivi des émissions de gaz à effet de serre (GES), les émissions ont baissé de 1,5 % sur l’année 2025. Cela représente une baisse de 5,5 Mt CO₂e pour un total d’émissions de 363,7 Mt CO₂e.

S’il s’agit du niveau le plus bas enregistré depuis 1990, la trajectoire actuelle inquiète. Depuis 2018 et la première baisse des émissions enregistrée par le CITEPA, certaines années ont été encourageantes, comme 2022 avec une baisse de 3,9 % et surtout 2023 avec une baisse de 6,8 %. Mais depuis, la baisse des émissions a ralenti et reste inférieure à 2 %.

Dans le détail, le secteur de l’industrie a enregistré une baisse de ses émissions de 2,2 Mt CO2e. Néanmoins, cette diminution pourrait en partie s’expliquer par une activité industrielle moins soutenue dans des secteurs d’activité énergivores. Du côté du transport, qui représente 34 % des émissions du pays sur l’année 2025, on constate une baisse de seulement 1,4 %. Si le transport aérien domestique diminue, c’est le transport routier qui concentre l’immense majorité des émissions de ce secteur à près de 94 %. D’ailleurs, si les ventes de carburant diminuent légèrement, le trafic a connu une légère hausse.

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SNBC 3 : des objectifs inatteignables ?

Ce constat ne manque pas d’interroger, seulement quelques mois après la publication de la Stratégie nationale bas carbone 3 (SNBC3). Cette dernière fixe le troisième budget carbone à 347 Mt CO₂e/an pour la période 2024-2028. Or, pour les deux premières années concernées, à savoir 2024 et 2025, les émissions totales ont été estimées à 370 Mt et 364 Mt, bien au-dessus de l’objectif. À plus long terme, l’objectif de 279 Mt CO₂e pour 2030 pourrait ne pas être atteint si rien n’est fait, car la France a dévié de sa dynamique instaurée sur les années 2022 et 2023.

En théorie, la France devrait maintenir une baisse de 5 % par an pour espérer atteindre ses engagements climatiques. De ce fait, il devient plus qu’urgent de mettre en place de nouvelles mesures, en particulier dans les secteurs de l’industrie et du transport. D’ailleurs, le plan d’électrification annoncé par le gouvernement lors de l’adoption de la PPE fait partie des réponses concrètes pour tenter d’accélérer la réduction des émissions de CO₂.

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Destiné à enfouir les projets les plus radioactifs du parc nucléaire français, le projet Cigéo continue d’avancer. Son coût vient d’être réévalué à la hausse, dépassant ainsi les 33 milliards d’euros. Cette facture qui devrait être acquittée par EDF, Orano et le CEA selon le principe pollueur-payeur. 

L’État vient de dévoiler la nouvelle estimation de coût de référence du projet Cigéo. Celle-ci a été réévaluée à 33,36 milliards d’euros, soit 8 milliards d’euros de plus que l’estimation initiale. L’augmentation paraît spectaculaire, mais l’inflation n’y est pas étrangère. En effet, la première estimation a été réalisée en 2016 dans les conditions économiques de 2012, tandis que la nouvelle évaluation a été calculée selon les dernières données économiques de 2025. Entre-temps, l’Andra, en charge du projet, a calculé une augmentation des prix comprise entre 20% et 30% en fonction des postes de dépense, en particulier pour la phase de construction initiale.

En 2025, l’Andra avait déjà annoncé une nouvelle fourchette de coût pour son projet, estimée entre 26 et 37 milliards d’euros. À ce moment, l’agence avait rappelé la difficulté associée à l’évaluation des coûts de construction, d’exploitation et de démantèlement pour un projet qui devrait durer plus de 150 ans.

La nouvelle estimation qui vient d’être dévoilée a un rôle capital : elle va servir de référence pour le calcul des provisions que les producteurs de déchets radioactifs ont l’obligation de constituer, selon le principe pollueur-payeur. Ces producteurs sont principalement EDF, Orano et le CEA.

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10 milliards d’euros prévus pour la phase de construction initiale

Parmi les mises à jour budgétaires, la phase de construction initiale vient d’être réévaluée à 9,74 milliards d’euros. Cette construction initiale devrait permettre la mise en service du centre de stockage et la réception des premiers colis de déchets radioactifs à partir de 2050. Elle comprend ainsi la création des installations de surface, en particulier le bâtiment nucléaire dans lequel seront réceptionnés, contrôlés et préparés les colis avant d’être acheminés sous terre. En parallèle sera construite la descenderie, ce double tunnel incliné permettant de descendre 500 mètres sous terre. C’est par ces tunnels que seront acheminés les déchets radioactifs.

Des puits verticaux seront également créés pour faciliter la phase de travaux et assurer la ventilation du site. Enfin, le projet initial comprend le creusement et la construction des premières alvéoles de stockage.

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Une demande d’autorisation en cours d’instruction

Cette première phase de travaux devrait durer environ 20 ans. Si l’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection a jugé le dossier satisfaisant. Le projet devrait désormais être soumis à une enquête publique à partir du 18 mai 2026. Celle-ci devrait durer un mois et demi. À l’issue de cette enquête, le décret d’autorisation de création pourrait être délivré par le Conseil d’État en 2027 ou 2028. Si tout se passe comme prévu, ce calendrier permettrait un démarrage officiel des travaux en 2028.

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Et si MaPrimeRénov’ n’était qu’une chimère ? Un récent sondage, portant sur les préférences des Français en matière de chauffage, témoigne des difficultés de l’État concernant la rénovation énergétique. Entre mauvaise communication et manque de budget, les raisons de ce manque de dynamisme sont nombreuses. 

Au carrefour de la transition énergétique, du pouvoir d’achat et du confort de vie, la question du chauffage est un enjeu important du quotidien des Français. Pour en savoir plus sur les préférences des Français en matière de chauffage, l’association Coénove a commandé un sondage à l’Ifop sur le sujet, et les résultats sont riches en enseignements.

Dans les grandes lignes, on peut d’abord noter que les Français ont non seulement une bonne connaissance des énergies renouvelables, et en ont également une bonne opinion, avec la géothermie, l’hydraulique, et le solaire en tête. Si le gaz naturel enregistre encore une majorité d’opinions favorables, le pétrole, le fioul et le charbon sont tout en bas du classement des énergies. On y apprend également que près de 90 % des Français sont satisfaits de leur mode de chauffage, principalement pour des raisons de confort thermique et de facilité d’utilisation.

À l’heure d’envisager un changement de système de chauffage, 96 % d’entre eux estiment qu’il est important de pouvoir choisir le type de chauffage à installer. Parmi les critères de choix sur le sujet, c’est sans surprise le facteur économique qui prédomine.

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Les pouvoirs publics peinent à instaurer une dynamique

Mais en regardant entre les lignes de ce sondage, on peut deviner la défaillance des pouvoirs publics pour rendre accessible au plus grand nombre la rénovation énergétique de leur logement. Cette défaillance se traduit dès la préparation d’un projet. En effet, le sondage montre que pour choisir un nouveau système de chauffage, les Français prennent principalement des conseils à

• Un installateur/chauffagiste, pour 58 % des Français,
• Un fournisseur d’énergie, pour 27 % des Français,
• Des proches, pour 24 % des Français.

Les prescripteurs d’aides à la rénovation ne sont sollicités que dans 19 % des cas, et les recommandations des pouvoirs publics ne sont un critère de choix que dans 17 % des cas. En d’autres termes, les dispositifs d’aides et d’accompagnements mis en place, ainsi que tout le travail de vulgarisation réalisé par l’ADEME, ne parviennent pas à toucher les Français. Même les aides financières pour les travaux de rénovation énergétique n’ont pas une si bonne image, en totalisant seulement 58 % de perception positive.

Ultime preuve que le discours des pouvoirs publics manque de poids auprès des Français, 71 % d’entre eux préfèrent attendre plutôt que d’engager des travaux à cause de l’instabilité politique qui règne autour des dispositifs d’aides à la rénovation.

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Le manque d’ambition du programme MaPrimeRenov’

Voilà maintenant plusieurs années que le programme MaPrimeRénov’ est malmené par le gouvernement. Faute de budget, le dispositif a été suspendu plusieurs fois rien que sur l’année 2025, et quiconque a déjà tenté d’en bénéficier sait à quel point les démarches sont laborieuses et incertaines. C’est ce qui explique l’image plutôt négative d’un dispositif pourtant indispensable pour aider les Français à réduire leur facture énergétique, mais également pour permettre à la France de réduire sa consommation d’énergie et en particulier d’énergie fossile.

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L’est de la France est-il assis sur un trésor décarboné ? Vingt ans après la fermeture du dernier puits d’extraction du charbon, la Lorraine pourrait trouver un nouveau souffle grâce à la potentielle plus grande réserve d’hydrogène au monde. Un nouveau forage à plus de 3600 mètres de profondeur vient de renforcer cette promesse.  

Depuis plusieurs années, des indices laissent à penser qu’il pourrait y avoir, dans les sous-sols de la Moselle, l’une des plus vastes réserves d’hydrogène naturel au monde. Tout a commencé il y a bientôt trois ans, quand la Française de l’Énergie (FDE) a découvert de l’hydrogène dissous dans de l’eau à plusieurs centaines de mètres de profondeur, en cherchant du méthane. Depuis cette première découverte, les recherches et analyses vont bon train pour caractériser cette réserve.

Dans ce contexte, les équipes de la FDE ont construit une plateforme de forage de 41 mètres de haut dans le petit village de Pontpierre, à une quarantaine de kilomètres à l’est de Metz. Les premiers relevés de 2023, réalisés dans le puits de Folschviller, avaient atteint 1100 mètres de profondeur. Grâce à cette nouvelle plateforme, la FDE a pu forer jusqu’à une profondeur de 3655 mètres. Ce forage a permis de confirmer la présence importante d’hydrogène à plusieurs profondeurs. Ces nouvelles données viennent conforter la possibilité qu’il s’agisse de la plus grosse réserve d’hydrogène naturel au monde.

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Une réserve inépuisable ?

Pour aller encore plus loin, d’autres puits d’évaluation sont en cours de préparation. D’ailleurs, la FDE possède un permis exclusif de recherche portant sur plus de 300 communes, pour une superficie de 2254 kilomètres carrés. Si les estimations se confirment, la quantité d’hydrogène située dans le sous-sol de la Moselle pourrait atteindre 34 millions de tonnes, soit un tiers de la consommation annuelle mondiale. Pour en profiter, il va falloir mettre au point des solutions technologiques permettant d’extraire l’hydrogène de l’eau, ce qui n’est pas chose aisée.

Néanmoins, le jeu en vaut la chandelle. C’est d’autant plus vrai que, contrairement aux réserves fossiles comme le gaz ou le pétrole, ces réserves d’hydrogène pourraient se régénérer à mesure de l’extraction. Selon les dernières hypothèses, l’hydrogène présent dans le sous-sol serait issu de la rencontre entre des molécules d’eau et des carbonates de fer présents dans les minéraux du sous-sol, ce qui engendrerait une oxydation du minerai et une réduction de l’eau. C’est cette action qui entraînerait la production d’hydrogène et d’oxydes de fer.

Les carbonates de fer étant présents en grande quantité dans le sous-sol de cette région, le processus pourrait persévérer pendant des dizaines, des centaines voire des milliers d’années.

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Pendant qu’EDF doit revoir sa copie suite à de nouvelles préconisations concernant le devis des 6 EPR2, la Commission européenne compte lancer une enquête pour vérifier la conformité économique du projet. 

Dévoilé en décembre dernier, le devis d’EDF, d’un montant de 73 milliards d’euros, pour la construction des six nouveaux EPR2 devait être audité par la Délégation interministérielle du nouveau nucléaire (Dinn). Les résultats de cet audit viennent d’être présentés à Penly, à l’occasion du cinquième Conseil de politique nucléaire (CPN) présidé par Emmanuel Macron. Si les conclusions de cet audit n’ont pas été rendues publiques, on sait que ce dernier a abouti à un certain nombre de préconisations. Le CPN a demandé à EDF de les mettre en œuvre d’ici la fin de l’année 2026.

Il s’agit d’une étape cruciale, car le Conseil d’administration d’EDF doit assurer la décision finale d’investissement avant la fin de l’année 2026, pour que l’objectif de première mise en service en 2038 soit toujours d’actualité.

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La Commission européenne veille au grain

D’ailleurs, le devis dévoilé par EDF en décembre dernier et surtout les moyens de financements envisagés par la France sont actuellement scrutés dans les moindres détails par la Commission européenne, qui veut s’assurer de la conformité du montage financier. Si le dossier est étudié par les différents services de la Commission depuis le 2 février, une enquête pourrait être ouverte sur le sujet à la mi-avril. S’il s’agit d’une procédure relativement classique, cette dernière pourrait durer plusieurs mois, et ainsi affecter la chronologie du projet.

Rappelons qu’Ursula von der Leyen a récemment reconnu que le détournement européen du nucléaire avait été une erreur stratégique. Sur le principe, l’Europe semble désormais favorable à une augmentation du parc nucléaire européen. En revanche, la CE devrait en particulier vérifier les contours du prêt à taux zéro que l’État devrait accorder à EDF pour la construction des 6 EPR2. Ce prêt pourrait couvrir jusqu’à 60% du projet. Le reste du budget devrait notamment être couvert par un Contract for difference d’une durée de 40 ans. Face à l’envergure du projet et à son risque financier, le soutien de l’État pour un tel projet semble plus qu’indispensable.

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Si vous voulez payer moins cher votre facture d’énergie, déménagez dans le Cantal ! À force d’abnégation et d’expérimentations, un ancien Lyonnais a réussi à réduire au minimum ses différentes factures en rénovant sa maison. Voici ses secrets. 

Pour Didier Flipo, la situation du détroit d’Ormuz n’est que le cadet de ses soucis, et pour cause. Voilà plus de 10 ans que cet habitant du Cantal s’évertue à construire un havre de tranquillité, à l’abri des tracas du monde, et surtout des variations du prix de l’énergie. Pour y parvenir, il ne cesse d’expérimenter pour rendre sa maison la plus résiliente possible, et ça marche. En combinant isolation de qualité et poêle de masse (aussi appelé poêle à accumulation), il a réussi à réduire sa facture de chauffage à une peau de chagrin.

Outre l’isolation de son logement, réalisée en laine de bois et en ouate de cellulose, c’est le poêle de masse qui en fait l’originalité. D’inspiration finlandaise, ce poêle à bois permet de maintenir une température intérieure constante de 19°C, même durant les froides nuits du Cantal. Grâce à une conception bien précise, l’énergie dégagée par un feu d’une heure par jour, qui atteint 1 200 °C, est stockée dans ses briques réfractaires puis redistribuée dans tout le logement pendant 24 heures. Le poêle est alimenté grâce à des croûtes de scierie obtenues à 25 €/m³, pour environ 4 m³ consommés chaque année.

La construction d’un tel poêle représente un investissement important. Didier Flipo estime le coût de son installation à environ 10 000 € en auto-installation. Mais selon ses dires, l’ensemble aurait été rentabilisé en 7 ou 8 ans.

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La résilience, un travail à plein temps ?

Didier Flipo ne s’est d’ailleurs pas arrêté là. Il a également mis en place une installation photovoltaïque associée à des batteries acide-plomb qui lui permettent de réduire par deux sa facture d’électricité. Enfin, des panneaux solaires thermiques permettent d’obtenir de l’eau chaude à moindre effort.

Il faut bien l’admettre, rendre sa maison résiliente n’est pas une simple formalité, mais plutôt un engagement sur le long terme. Comme évoqué lors d’une présentation vidéo de sa maison, prendre la voie de la résilience, c’est choisir l’expérimentation au quotidien, en particulier dans le cadre de la rénovation d’un logement. Il faut pouvoir s’adapter aux caractéristiques intrinsèques du bâtiment, mais aussi de son environnement. Dans ces conditions, difficile de ne pas mettre la main à la patte. D’ailleurs, l’utilisation de « systèmes alternatifs » demande souvent une organisation minutieuse au quotidien pour fonctionner parfaitement. Le poêle doit être allumé de manière régulière, les toilettes sèches entretenues, les réserves d’eau de pluie vérifiées et les batteries contrôlées.

Chronophage, ce mode de vie paraît peu compatible avec le quotidien du plus grand nombre, et se montre difficile à transposer aux zones urbaines. Néanmoins, les éclaireurs de la résilience, comme Didier Flipo, ont le mérite de débroussailler le champ des possibles, et de nous transmettre les idées qui fonctionnent le mieux, et permettent ainsi à chacun d’alléger sa facture en fonction de ses possibilités et de ses moyens. D’ailleurs, Didier Flipo et son collègue Rémi Richart ont partagé leurs quelque 25 années d’expérience en la matière dans le livre Maison résiliente, aux éditions Terran.

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Si l’Europe a changé son fusil d’épaule concernant la fission nucléaire, elle a également décidé de saisir le sujet de la fusion nucléaire à bras le corps pour gagner en indépendance énergétique. Elle compte ainsi multiplier les subventions pour devenir le premier continent à injecter de l’électricité produite grâce à la fusion sur son réseau.

La Commission européenne vient de dévoiler le budget de son programme Euratom, pour soutenir le secteur du nucléaire en 2026 et 2027. Sur une enveloppe totale de 330 millions d’euros, 222 millions d’euros seront consacrés au développement de la fusion nucléaire.

En pratique, ce budget conséquent devrait permettre l’établissement d’un nouveau partenariat public-privé à l’échelle européenne dans le domaine de la fusion. Ce partenariat doit contribuer au développement de cette technologie, mais également à la création d’une chaîne d’approvisionnement européenne. En parallèle, une partie de cette enveloppe devrait permettre le soutien des start-up européennes émergentes dans le domaine, afin de les porter à maturité. Enfin, des aides financières seront accordées pour la recherche fondamentale sur le sujet.

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La fusion, un espoir majeur pour le continent européen

Ce n’est pas un hasard si l’Europe accélère sur le sujet de la fusion nucléaire. Habituellement considéré comme un projet de recherche sur le long terme, la fusion nucléaire suscite de plus en plus d’espoirs à mesure que la recherche avance et que les besoins en énergie décarbonée augmentent. De nombreux laboratoires et start-ups travaillent d’arrache-pieds à travers le monde pour concrétiser la production d’électricité à partir de la fusion d’un atome de deutérium et d’un atome de tritium.

Pour l’Europe, il ne s’agit pas d’un simple développement technologique. La fusion nucléaire représente l’espoir d’une souveraineté énergétique retrouvée. En effet, contrairement à la fission nucléaire ou aux énergies fossiles, les ressources nécessaires à la fusion nucléaire sont plus disponibles, même sur le territoire européen. Par conséquent, cette technologie permettrait à l’Europe de moins subir les influences internationales en matière d’énergie.

Pour le moment, le Vieux Continent est particulièrement dépendant du reste du monde. Pour s’en convaincre, il suffit d’observer l’explosion des prix de l’énergie depuis le blocage du détroit d’Ormuz.

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Le projet ITER est-il encore dans la course ?

Reste désormais à savoir quand aura lieu la première injection d’électricité issue de la fusion nucléaire sur un réseau national. Face aux nombreuses startups qui semblent en avance sur le sujet, on peut se demander si le projet ITER est encore dans la course. Si le début des opérations de recherche est annoncé pour 2034, la première réaction de fusion n’est pas attendue avant 2039. En parallèle, certaines startups paraissent plus avancées, ayant annoncé un début d’injection d’électricité issue de la fusion en 2028 pour Helion Energy, ou début 2030 pour Commonwealth Fusion Systems (CFS), Tokamak Energy et General Fusion.

D’ailleurs, le projet ITER n’a pas vocation à injecter du courant sur le réseau français. Pour cela, il faudra attendre le démonstrateur DEMO qui devrait injecter du courant sur le réseau à l’horizon 2050. Néanmoins, il faut garder à l’esprit que le cadre du projet ITER dépasse la simple réaction de fusion, et met en place les bases d’une filière électrique robuste reposant sur la fusion nucléaire. Il devrait ainsi permettre une intégration et une industrialisation de ce procédé à grande échelle.

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Une cimenterie belge a décidé de prendre le sujet de la décarbonation à bras le corps, en visant le zéro émission d’ici 2030. Pour y parvenir, elle vient d’inaugurer la plus grande centrale solaire flottante en autoconsommation d’Europe. 

Avec ses 31 MWc de puissance, cette nouvelle centrale photovoltaïque installée sur un lac artificiel de 55 hectares est très loin des plus grandes centrales flottantes au monde. Néanmoins, il s’agit de la plus grande centrale flottante d’Europe dédiée à l’autoconsommation. La production électrique, estimée à 30 GWh/an, des 55 000 panneaux sera dédiée à l’alimentation de la cimenterie Holcim de la ville d’Obourg.

Installée sur un ancien site d’extraction de craie réhabilité en lac, la centrale est dotée de panneaux bifaciaux qui profiteront de la réflexion du soleil sur la surface de l’eau, augmentant ainsi sa production. L’intégration paysagère du site a été particulièrement soignée, avec un forage dirigé de 700 mètres de long entre la centrale et le poste de transformation et ses 64 onduleurs.

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Réduire les émissions de la production de ciment

Inaugurée quelques jours après une visite du roi des Belges sur le site d’Holcim, la centrale fait partie d’un projet plus vaste appelé GO4ZERO. Comme son nom l’indique, l’objectif de ce projet est simple : atteindre le zéro émission d’ici 2030/2031. Pour réussir cette ambitieuse mission, Holcim compte employer toute une série de technologies destinées à réduire l’impact carbone de ses procédés de fabrication.

Ces évolutions technologiques commencent dès la production de clinker qui sera obtenue par voie sèche plutôt que par voie humide. Dans le même temps, l’acheminement de ce clinker se fera en train pour limiter les émissions.

Les processus de chauffage seront également optimisés avec le recours à la biomasse, mais également à l’oxycombustion, une technique qui consiste à remplacer l’air ambiant par le dioxygène lors de la combustion. Enfin, des techniques de captage et de stockage du CO₂ émis lors du processus seront mises en place. L’ensemble de ces évolutions technologiques sera concrétisé à travers une usine flambant neuve qui devrait bientôt être mise en service. Grâce à elle, Holcim espère produire 2 millions de tonnes de ciment décarboné par an.

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