Enjeu fondamental de la transition énergétique, le recyclage des batteries vient peut-être de franchir une étape très importante. Des chercheurs chinois ont, en effet, réussi à recycler le lithium de batteries sans utiliser d’acide, ni utiliser de grandes quantités d’énergie.

Composantes essentielles de notre quotidien, les batteries lithium-ion ont un défaut : leur recyclage peut être complexe et énergivore, et impliquer des impacts environnementaux notables selon les procédés mis en place. Mais ce constat pourrait bientôt changer. Des chercheurs de l’Université centrale du sud à Changsha, de l’Université normale de Guizhou et du Centre national de recherche en ingénierie des matériaux de stockage d’énergie avancés, ont réussi à développer une solution de recyclage plus efficace et plus durable. Celle-ci repose sur l’utilisation d’une solution liquide contenant du fer, du sel, de l’oxalate de sodium et surtout de la glycine. Ce liquide, au contact de la batterie, a la particularité de décomposer la batterie. Les particules métalliques se retrouvent ainsi dissoutes dans la solution.

Les résultats obtenus par cette nouvelle technique sont particulièrement prometteurs. En moins de 15 minutes, le processus aurait permis de récupérer 99,99 % du lithium, 96,80 % du nickel, 92,35 % du cobalt et 90,59 % du manganèse. Outre ces performances, cette solution a l’avantage d’être neutre. De plus, une fois l’extraction finie, la glycine n’est pas considérée comme un déchet, mais comme une ressource. En effet, riche, en azote, elle peut être utilisée comme engrais.

La difficile optimisation du recyclage des batteries

À l’heure actuelle, le processus de recyclage repose principalement sur l’hydrométallurgie, qui consiste à dissoudre les métaux contenus dans les batteries pour les récupérer. Cette technique nécessite d’utiliser des acides forts comme l’acide sulfurique, l’acide chlorhydrique ou l’acide nitrique. Selon les procédés habituels, l’hydrométallurgie permet de récupérer de 50 % à 80 % du lithium d’une batterie. De plus, les acides utilisés sont délicats à gérer, et représentent un danger pour l’environnement.

Plus récemment, une autre technique de recyclage a fait parler d’elle : le Flash Joule Heating. Ce procédé, mis au point par l’Université de Rice, au Texas, permettrait d’atteindre jusqu’à 98 % des matériaux usagés. Néanmoins, son principe de fonctionnement nécessite une très grande montée en température (plus de 3 000 °C), nécessitant une importante dépense d’énergie.

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Le gouvernement français vient de préciser les règles d’implantation des éoliennes à proximité des installations militaires. Ce décret, accompagné d’un arrêté d’application, fixe des distances minimales et des critères techniques pour limiter les interférences électromagnétiques avec les radars et autres dispositifs de surveillance.

Le décret publié par le gouvernement vise à encadrer l’implantation des éoliennes à proximité des bases militaires. Il s’inscrit dans un cadre juridique précisé par une décision du Conseil d’État du 6 novembre 2024. Cette dernière imposait au gouvernement d’édicter des règles claires afin d’encadrer l’implantation des éoliennes en lien avec les installations militaires.

« Les éoliennes, par leur très forte signature radar, peuvent réduire fortement le champ électromagnétique présent à l’arrière. Cette réduction de champ va générer une zone où le radar voit ses capacités de détection dégradées » explique le décret. Les nouvelles règles établissent une zone d’exclusion stricte sous les 5 km autour des installations militaires. Dans un rayon de 5 à 10 km, il faudra prouver qu’aucune dégradation du signal n’est constatée sur les radiophares omnidirectionnels très haute fréquence (VOR).

Au-delà, toute implantation sera soumise à une étude de compatibilité au cas par cas. Des seuils spécifiques sont également précisés, notamment pour les éoliennes de moins de 200 mètres de hauteur qui seront considérées comme acceptables si elles se situent à plus de 70 km d’un radar.

Une cohabitation sous conditions

Le décret et l’arrêté définissent plusieurs critères d’évaluation, prenant en compte :

• La distance entre les éoliennes et les installations militaires.
• Le type d’infrastructure concernée (radars, radiophares omnidirectionnels, etc.).
• La possibilité de mesures de compensation, telles que l’arrêt temporaire des éoliennes en cas de besoin militaire.

En cas d’incompatibilité avérée, le projet pourra être refusé par le ministère des Armées. Autrement, des éoliennes en mer pourront par exemple être temporairement arrêtées sur demande du ministère, avec compensation.

L’exemple du parc de Dissay-sous-Courcillon

Le parc éolien de Dissay-sous-Courcillon montre la difficile conciliation entre impératifs militaires et développement des énergies renouvelables. Situé à 32 km du centre de détection et de contrôle de Cinq-Mars-La-Pile, Ouest-France relève que ce projet a été retoqué en raison des perturbations qu’il engendrerait sur un radar stratégique. Malgré des propositions de bridage des éoliennes par le promoteur, la justice pourrait confirmer le veto du ministère des Armées.

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Ce n’est pas un poisson d’avril. Peut-on générer de l’électricité en utilisant le champ magnétique de la Terre et sa propre rotation autour d’elle-même ? La réponse a toujours été non. Mais cette équipe de chercheurs aurait réussi à montrer que c’est possible, dans un article scientifique qui, peut-être, fera date.

La Terre est dotée d’un champ magnétique, d’une intensité très faible, de l’ordre en France de 47 µT (micro-Tesla), mais suffisant pour nous permettre de nous orienter à l’aide d’une boussole. Par ailleurs, la Terre tourne sur elle-même, ce qui est bien sûr à l’origine de l’alternance des jours et des nuits. Cette combinaison d’un champ magnétique et d’un mouvement peut laisser penser qu’il serait possible de produire un courant électrique dans un conducteur, un peu comme dans un alternateur.

La science a toutefois démontré que ce n’était pas possible. En 1832, Michael Faraday démontre par une expérience qu’il est impossible de générer de l’électricité à partir du champ magnétique et de la rotation de la Terre. Impossible donc ? Jusqu’en 2016, date à laquelle Christopher Chyba de l’Université de Princeton, et Kevin Hand, du California Institute of Technology, pointent une faille dans le raisonnement. Et en 2025, ils publient les résultats dans Physical Review Applied d’une expérimentation qui prouverait leur point de vue (l’article est disponible en source ouverte).

Cette invention se glisserait dans une faille théorique

L’explication de l’échec de l’expérience de Faraday a été la suivante : le champ magnétique de la Terre produit bien un mouvement des électrons, mais ce même mouvement génère à son tour un champ magnétique de retour qui annule l’effet du champ magnétique terrestre. Or, d’après Chyba et Hand, ce raisonnement présenterait une faille : il suppose que le champ magnétique dans le conducteur change instantanément.

Or ce n’est pas le cas : dans certains matériaux, le champ diffuse plus lentement, et cet effet pourrait être exploité. En effet, dans ce cas, le champ contre-moteur ne s’établit pas immédiatement, ne permettant pas d’annuler immédiatement le courant. Leurs calculs théoriques ont montré en outre qu’un courant serait produit s’il était placé de manière perpendiculaire à l’équateur, donc selon un axe nord-sud.

Une expérimentation indispensable

Les chercheurs ont donc fabriqué un cylindre creux constitué d’un ferrite de manganèse-zinc, de la taille approximative d’une grosse lampe de poche. Et ils l’ont testé dans leur laboratoire. Ils ont constaté un courant continu de quelques microvolts, conforme à leurs calculs. La tension, l’intensité et la puissance électrique générées ont été extrêmement faibles ; un calcul de coin de table de l’auteur de cet article indiquerait une puissance électrique inférieure au picowatt (soit moins de 0,000000000000011 W).

Une toute petite puissance générée, donc. Toutefois, les chercheurs envisagent une possible miniaturisation de leur système, ainsi qu’une mise en série, de façon à augmenter la tension et la puissance générées. Leur invention pourrait ainsi alimenter des systèmes de plus grande taille, par exemple, des capteurs dans des sites isolés, voire de véritables systèmes à notre échelle, ne serait-ce qu’une maison. Avec un avantage incomparable : l’absence de besoin d’alimenter en combustible, ou de recharger une batterie. Le système serait ainsi totalement autonome.

Une source d’énergie naturelle, mais fossile

Magique ? Non, l’énergie vient bien de quelque part. De la rotation de la Terre. Le système conduirait donc, en retour, à ralentir la rotation de notre planète et à augmenter la durée des jours. Un peu comme l’effet des marées lunaires, qui conduisent à ralentir la durée du jour sur Terre, et à éloigner la Lune ; ainsi, il y a 620 millions d’années, le jour durait environ 20 heures, et la Lune était plus proche d’environ 20 000 km.

Il s’agit donc d’une source d’énergie fossile, pas du tout renouvelable. Mais ce n’est pas un problème pour les auteurs, qui précisent : « Nous avons précédemment montré que même dans un scénario extrême où notre civilisation obtiendrait toute son énergie électrique à partir de l’effet décrit ici, la rotation de la Terre ne ralentirait que de moins de 1 milliseconde par décennie. » Fossile donc, mais avec un gisement si colossal, que cela n’aurait aucun effet sensible.

Du reste, nous devons être prudents sur cette découverte. L’effet mesuré était si faible, qu’il pouvait être provoqué par des phénomènes parasites (par exemple, la différence de température entre les faces du cylindre, par l’effet Seebeck). La publication a ainsi soulevé son petit débat, ce qui est tout à fait normal dans le cadre de la méthode scientifique. Les auteurs appellent par ailleurs à ce que leur expérience soit reproduite : « La prochaine étape consisterait pour un groupe indépendant à reproduire (ou contredire) nos résultats dans des conditions expérimentales très similaires à celles utilisées ici ». Souhaitons en effet d’autres expériences, pour en avoir le cœur net.

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Les énergies renouvelables ont couvert 46,9 % de la production d’électricité nette dans l’Union européenne l’an dernier. En hausse de 2,6 points par rapport à 2023, les données publiées par Eurostat confirment la progression de l’éolien, de l’hydraulique et du solaire.

46,9 % : c’est la part de l’électricité produite dans l’Union européenne (UE) par les renouvelables en 2024. Parmi elles, l’agence européenne des statistiques Eurostat constate que l’éolien se démarque avec 39,1 % de la production renouvelable totale. L’hydroélectricité suit de près avec 29,9 % et enfin le solaire représente 22,4 %. À elles trois, elles participent à se substituer aux énergies fossiles dans la production d’électricité.

De fortes disparités entre pays

La répartition de cette production reste inégale au sein de l’UE. Le Danemark affiche le taux le plus élevé, à 88,8 % d’électricité issue des renouvelables. Le Portugal suit (87,4 %) puis vient la Croatie (73,8 %). À l’opposé, Luxembourg (5,1 %), Malte (15,1 %), la République tchèque (17,5 %) et Chypre (24,1 %) enregistrent les plus faibles contributions. La France, quant à elle, se classe en 23ᵉ position avec une part inférieure à 30 %, dotée d’un gros parc hydroélectrique.

Le paquet législatif « Fit for 55 », élaboré par la Commission européenne, vise à réduire les émissions de gaz à effet de serre de 55 % d’ici 2030 et à atteindre la neutralité carbone en 2050. À ce titre, il met à jour la directive sur les énergies renouvelables, avec un objectif de 42,5 % en 2030, voire l’atteinte de 45 % si possible sous REPowerEU, pour se défaire des énergies fossiles.

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Une équipe de scientifiques néerlandais affirme avoir mis au point une technologie capable de produire de l’électricité à partir de chaussettes usagées. Une solution bas-carbone, sans intermittence, et surtout abondante.

C’est une découverte pour le moins inattendue qui a été révélée par l’université britannique de Stinks : un procédé bioélectrochimique permettant de transformer des chaussettes sales en électricité. Baptisée « Sock-to-Power », cette technologie repose sur la fermentation anaérobie de textiles portés, combinée à une catalyse enzymatique inspirée du système digestif du caméléon d’Afrique de l’Ouest.

Une source d’énergie fétide mais stable

Le fonctionnement du procédé est aussi simple que révolutionnaire. Les chaussettes, préalablement humectées à l’effort (l’humidité corporelle jouant un rôle essentiel), sont introduites dans une chambre de fermentation contenant une souche bactérienne modifiée, Lactobacillus absurdis. Cette bactérie se nourrit des composés organiques issus de la sueur humaine et libère d’infimes quantités d’électrons au cours du processus. Ces électrons sont ensuite captés par des nanoconducteurs en cuivre, permettant une production continue d’électricité.

D’après le professeur Jim Sarr-Dean, directeur du projet de recherche, « une seule paire de chaussettes portée pendant 48 heures permettrait de recharger un smartphone ». Il précise toutefois que les résultats sont meilleurs avec des chaussettes en laine, coton ou lin qu’en matière synthétique, ces fibres naturelles étant « un excellent substrat au développement bactérien ».

Un gisement inépuisable

Le principal atout de cette technologie ? Sa disponibilité. Contrairement au solaire ou à l’éolien, la chaussette sale ne dépend ni du climat ni de l’ensoleillement. L’être humain produit, en moyenne, 1,3 kg de linge malodorant par semaine. À l’échelle mondiale, cela représente un potentiel de production électrique de 10 TWh chaque année, selon une première estimation. De l’électricité dont l’impact carbone est évalué à seulement 2 g de CO2 eq./kWh, soit moins que le nucléaire.

Une start-up baptisée ISLER (It smells like an energy revolution), s’est déjà rapproché des universitaires à l’origine de cette innovation, et annonce des discussions avancées avec plusieurs fabricants de baskets et d’équipements de sport. Des partenariats sont également envisagés avec des salles de fitness, qui pourraient bientôt se transformer en microcentrales énergétiques grâce aux chaussettes de leurs abonnés. Le slogan de la start-up, « Just don’t wash it », fait d’ailleurs écho à une célèbre marque prisée des sportifs.

À quand les centrales podologiques ?

Si la technologie en est encore à ses balbutiements, plusieurs projets pilotes sont en cours. Un gymnase près de Stinky City teste depuis quelques mois une mini-centrale Sock-to-Power. Les premiers retours sont très encourageants : « on n’a plus de factures d’électricité, mais on a dû interdire les sandales », confie la directrice technique de l’établissement, Dora Dee. D’autres pistes sont à l’étude : l’utilisation de sous-vêtements, de chaussures de randonnée, et même de gants de toilette.

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Si les projets de nouveau nucléaire rivalisent de créativité en France et dans le monde, les exemples de réalisations concrètes ne sont pas encore au rendez-vous. Le gouvernement aurait enfin pris une décision pour le site de Cadarache. De quoi donner une chance à un de ces petits nouveaux.

Calogena développe le Cal-30, un petit réacteur modulaire (SMR) de 30 MW thermiques, destiné exclusivement à la production de chaleur, notamment pour le chauffage urbain. Nous rapportions dans nos colonnes en fin d’année dernière, que la start-up du groupe Gorgé manifestait de l’intérêt pour le projet d’Helsinki de se doter d’une source d’énergie nucléaire pour alimenter son réseau de chaleur urbain ; la capitale de la Finlande est en effet dotée d’un réseau de chaleur parmi les plus importants du monde.

L’entreprise a déposé il y a peu son Dossier d’option de sûreté (DOS) auprès de l’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection (ASNR), marquant ainsi une première étape de son processus de certification. Dans le cadre de sa démarche visant à concrétiser son projet, elle cherche par ailleurs un site pour construire une tête de série.

Décarboner un site nucléaire… qui se chauffe au gaz fossile !

Il semblerait que ce site soit Cadarache, le vaste site de recherche nucléaire du CEA (Commissariat à l’énergie nucléaire et aux énergies alternatives) dans les Bouches-du-Rhône. Le choix de cet emplacement présente plusieurs intérêts. En premier lieu, il est déjà doté d’un réseau de chaleur, aujourd’hui alimenté au gaz naturel fossile – et l’ironie pourrait prêter sourire pour un site aussi important dans l’histoire de la filière nucléaire française.

Par ailleurs, il s’agit d’un site déjà nucléarisé par plusieurs réacteurs, ce qui implique sans doute de moindres difficultés en ce qui concerne les démarches administratives d’autorisation. Il existe par ailleurs plusieurs autres projets de construction à proximité (le réacteur de fusion ITER, le réacteur de recherche Jules Horowitz RJH), et on peut supposer que ce soit favorable également en termes d’infrastructure et de logistique.

Cette décision aurait été prise lors du quatrième Conseil de politique nucléaire (CPN), qui s’est tenue à l’Élysée le 17 mars. Une chance serait donc donnée à Calogena de faire ses preuves, tout en décarbonant un site emblématique du nucléaire. Notons toutefois que pour le moment, cette décision n’a pas fait l’objet d’une confirmation officielle.

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L’Agence internationale de l’énergie (AIE) a publié son observation annuelle 2024 du secteur de l’énergie. Elle relève notamment une hausse de la consommation d’énergie (+2,2 %), qu’une voiture vendue sur cinq est électrique et des émissions records de CO2.

La consommation d’électricité a bondi de 4,3 % en 2024, relève l’AIE dans son rapport annuel, avec +1 100 térawattheures (TWh) sur le réseau mondial. Elle s’explique par la multiplication des systèmes de refroidissement face aux températures extrêmes, l’électrification croissante des transports et de l’industrie et le déploiement des centres de données et de l’intelligence artificielle.

Alors que la demande en électricité était en berne dans les pays développés, à rebours de la tendance d’électrification et de décarbonation, la tendance commence à s’inverser. Aux États-Unis et en France, la demande a renoué avec la croissance.

Le pétrole en recul, le gaz en hausse

La part du pétrole dans le mix énergétique mondial est tombée, pour la première fois depuis longtemps, sous les 30 %. Elle culminait à 46 % il y a cinquante ans. En revanche, la consommation de gaz naturel a enregistré la plus forte progression parmi les énergies fossiles (+2,7 %, 115 milliards de mètres cubes supplémentaires) portée par l’Asie. La croissance du charbon ralentit cependant (+1 %).

Côté électricité, les énergies renouvelables et le nucléaire ont couvert 80 % de l’augmentation de la production d’électricité en 2024. La part combinée du nucléaire et des renouvelables dans la production électrique mondiale a atteint un pic à 40 %. Dans l’Union européenne, la production solaire et éolienne a dépassé pour la première fois celle combinée du gaz et du charbon. Aux États-Unis, leur part a grimpé à 16 %, dépassant celle du charbon, et même en Chine près de 20 % du mix électrique.

+ 25 % de ventes de véhicules électriques

La mobilité électrique poursuit son expansion, avec une voiture sur cinq vendue dans le monde désormais électrique. Les ventes ont progressé de plus de 25 % en 2024, notamment en Chine, où elles ont enregistré une hausse de près de 40 %. Si la transition énergétique s’accélère, les émissions de CO2 liées au secteur énergétique ont, elles, atteint un niveau record en 2024 (+0,8 %). Les températures extrêmes de l’année ont contribué pour moitié à cette augmentation des émissions.

L’AIE note que le déploiement des énergies bas-carbone permet d’éviter l’émission de 2,6 milliards de tonnes de CO2 par an, soit l’équivalent de 7 % des émissions mondiales.

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Bruxelles a dévoilé, mardi, une liste de 47 projets stratégiques visant à sécuriser l’approvisionnement de l’Union européenne en terres rares et métaux stratégiques. « Soyons clairs : nous sommes dans l’obligation d’ouvrir de nouvelles mines en Europe » martèle Stéphane Séjourné, commissaire européen chargé de la prospérité et de la stratégie industrielle.

Extraction, raffinage, recyclage : l’Union européenne (UE) dévoile 47 projets européens couvrant l’ensemble de la chaîne de valeur des minerais. Le but : permettre à l’UE de réduire sa dépendance aux importations, notamment en provenance de Chine.

Parmi les métaux concernés, le lithium occupe une place centrale, avec 22 projets dédiés. Utilisé dans la fabrication des batteries de véhicules électriques, ce métal est actuellement majoritairement importé. « Le lithium chinois ne peut pas devenir le gaz russe de demain », a averti le commissaire européen chargé de la prospérité et de la stratégie industrielle, Stéphane Séjourné.

L’Europe souhaite couvrir, d’ici 2030, au moins 10 % de ses besoins en extraction, 40 % en transformation et 25 % en recyclage pour 17 matières premières stratégiques, dont le nickel, le cobalt, le manganèse et le graphite. L’UE souhaite aussi éviter qu’un seul pays tiers ne représente plus de 65 % de ses besoins. 13 États membres sont lauréats, dont la France qui devrait accueillir huit projets. Parmi eux, deux sites d’extraction de lithium, à Beauvoir (Allier) pour le groupe Imerys et en Alsace pour Eramet.

« Il n’y a pas de décarbonation possible sans gallium pour construire les panneaux solaires, sans cuivre pour acheminer l’électricité. Pas d’industrie de défense sans les terres rares qui rentrent dans la composition de nos radars, nos sonars, nos systèmes de ciblage – et pour lesquelles nous dépendons à 100 % de la matière raffinée chinoise » explique le commissaire.

Des permis accélérés et un soutien financier pour les mines

Pour ces projets, l’UE promet une simplification administrative. Les délais d’octroi des permis ne dépasseront pas 27 mois pour l’extraction et 15 mois pour le raffinage et le recyclage, contre cinq à dix ans actuellement. Le financement est également sécurisé : deux milliards d’euros seront mobilisés en 2025 via la Banque européenne d’investissement. Ces projets bénéficieront aussi d’un soutien à la mise en relation avec des acheteurs industriels.

L’UE tire les leçons de sa dépendance passée dont la guerre en Ukraine a montré l’intérêt stratégique. « Il y a une dimension d’urgence qu’il n’y avait pas il y a trois ou quatre mois », depuis le retour de Donald Trump, a reconnu Stéphane Séjourné. En complément de ces projets, l’UE prévoit d’annoncer dans les semaines à venir une liste d’initiatives situées hors de son territoire, notamment en Ukraine et au Groenland. Un second appel à projets intra-européen est aussi prévu cette année.

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Le gouvernement a publié, le 27 mars, un arrêté modifiant le dispositif de soutien au petit photovoltaïque sur bâtiment. Applicable dès le 28 mars, il réduit considérablement les aides publiques pour un secteur qui en a désormais moins besoin.

L’arrêté photovoltaïque S21 définissant le soutien public au petit photovoltaïque a été publié le 27 mars par le gouvernement. C’est lui qui segmente les aides suivant la puissance des installations. Pour les centrales solaires inférieures à 9 kilowatts crête (kWc), l’arrêté supprime tout bonnement la possibilité de vendre sa production en totalité (sans autoconsommation). Ceux qui voudraient opter pour l’autoconsommation avec vente du surplus devront composer avec un tarif nettement raboté : de 0,1269 €/kWh le trimestre dernier, il passe à 0,04 €/kWh. Une baisse de plus de 68 % qui rend cette option sans intérêt face à l’autoconsommation totale, sans contrat auprès d’EDF OA.

La prime à l’autoconsommation est également réduite à peau de chagrin, passant de 210 €/kWc à 80 €/kWc pour les centrales jusqu’à 3 kWc et de 160 €/kWc à 80 €/kWc pour les centrales de plus de 3 kWc jusqu’à 9 kWc.

Présentée comme un moyen d’offrir aux particuliers une meilleure résilience face aux fluctuations des prix de l’électricité, la décision de baisser le soutien public a suscité des réactions mitigées. La filière solaire plaidait pour que ces baisses n’interviennent qu’après l’instauration d’une TVA réduite à 5,5 % en octobre 2025.

Tableau des tarifs d’achat de l’électricité solaire au deuxième trimestre 2025 / CRE.

Les centrales de plus grande puissance bénéficient d’un sursis

Les installations solaires d’une puissance supérieure ou égale à 9 kWc et inférieure ou égale à 36 kWc bénéficient de tarifs inchangés pour l’instant, en vente totale (0,1295 €/kWh) comme en autoconsommation avec vente du surplus (0,0761 €/kWh). Pour les centrales de 100 à 500 kWc, le tarif d’achat baisse légèrement à 0,95 €/kWh jusqu’à fin juin 2025, avant d’être soumis à un mécanisme de dégressivité.

Par ailleurs, un système d’appel d’offres simplifié sera mis en place à partir du second semestre 2025, afin de mieux contrôler le volume des projets et d’en garantir la maturité. Un dispositif de caution bancaire de 10 000 euros sera également instauré pour s’assurer du sérieux des porteurs de projet. Pour les collectivités, une délibération municipale remplacera cette caution.

Malgré les consultations menées avec les acteurs du secteur, notamment via la Commission de Régulation de l’Énergie (CRE) et le Conseil Supérieur de l’Énergie (CSE), cet arrêté inquiète toujours les professionnels.

Un frein pour le développement de l’énergie solaire ?

Enerplan et le Syndicat des énergies renouvelables (SER) redoutent un frein au développement des installations sur toitures et ombrière. En particulier, la dégressivité des tarifs, effective dès la publication du texte pour les installations de 9 à 100 kWc, est perçue comme un risque pour la rentabilité des projets.

Le ministre de l’Énergie, Marc Ferracci, défend cette trajectoire. « Cet arrêté illustre la méthode à laquelle je tiens : garder le cap de la trajectoire pluriannuelle de l’énergie, veiller à l’impact sur les finances publiques, échanger avec les filières et sécuriser, à l’issue de cette concertation, le développement du photovoltaïque indispensable à la sécurisation de notre énergie et à notre souveraineté », a-t-il déclaré.

Avec l’arrêté, l’exécutif met en avant d’autres dispositifs de soutien, comme les récents appels d’offres pour le photovoltaïque au sol et sur bâtiment, qui ont déjà désigné plusieurs centaines de mégawatts crête de capacité.

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C’est avec une certaine fierté que l’Inde vient d’annoncer avoir franchi la barre symbolique du milliard de tonne de charbon produit en une année. Cette annonce remet en perspective l’état de la transition énergétique à l’échelle mondiale. 

C’est par le biais d’un post sur le réseau social X (ex-Twitter) que le ministère indien du charbon a annoncé avoir franchi le cap des 1 milliard de tonne de charbon produit en une année. En passant ce cap, l’Inde conforte sa position de deuxième producteur mondial de charbon avec un part de 9,3 %. D’un point de vue européen, l’annonce a de quoi surprendre.

Si le gaz et le pétrole sont encore massivement utilisés, le charbon, lui, est clairement sur la pente descendante en raison de ses effets environnementaux et sanitaires. En France, il ne reste plus que deux centrales à charbon encore utilisées, et le Royaume-Uni s’apprête à fermer son unique centrale utilisant ce type d’énergie. Même l’Allemagne, dont la production d’énergie repose encore massivement sur le charbon et le lignite (21,3 % du mix électrique), ne cesse de fermer des centrales.

𝐇𝐢𝐬𝐭𝐨𝐫𝐢𝐜 𝐌𝐢𝐥𝐞𝐬𝐭𝐨𝐧𝐞! 🇮🇳

India has crossed a monumental 1 BILLION TONNES of coal production!

With cutting-edge technologies and efficient methods, we’ve not only increased production but also ensured sustainable and responsible mining. This achievement will fuel… pic.twitter.com/KRGOBQ1SA7

— G Kishan Reddy (@kishanreddybjp) March 21, 2025

1,5 milliard de tonnes de charbon d’ici 2030

L’Inde et la Chine sont donc dans une toute autre dynamique que l’Europe en matière de charbon. En 2023, l’Inde a consommé plus de charbon que toute l’Europe et les Amériques réunies, du fait d’un mix électrique reposant à 72 % sur cette énergie. D’ailleurs, poussée par les deux pays, la consommation mondiale de charbon a augmenté de 10 % sur les 10 dernières années.

Le recours massif au charbon de l’Inde s’explique en partie par sa très grande densité de population. S’il se place au troisième rang mondial en termes de consommation d’électricité, sa consommation par habitant ne représente que 20 % de celle de la France. Mais le pays doit fournir de l’électricité à plus d’1,4 milliard de personnes, soit le double de la population européenne. Dans ce contexte, le charbon, dont le pays possède de grandes quantités, constitue un moyen rapide et efficace de produire de l’électricité, tout en assurant une forme de souveraineté énergétique. Le pays compte continuer d’exploiter massivement ses réserves, estimées à 122 milliards de tonnes, et atteindre une cadence de 1,5 milliard de tonnes produit par an d’ici 2030.

L’Inde investit également dans les énergies bas-carbone

En parallèle, le pays mise aussi sur l’avenir avec les énergies renouvelables, en mettant en œuvre parmi les plus grandes centrales photovoltaïques et éoliennes du monde. Enfin, le pays compte également accélérer sur le nucléaire et vise les 100 GW installés d’ici 2047. Ces objectifs restent insuffisants pour compenser les plus de 237 GW de centrales à charbon en activité dans le pays.

L’article 1 milliard de tonne de charbon produit : pourquoi l’Inde en est si fière ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

En 2024, le marché européen de l’électricité a connu des prix plus bas qu’en 2023, atteignant en moyenne 81 euros par mégawattheure (€/MWh), selon le rapport de l’Agence de coopération des régulateurs de l’énergie (ACER).

La baisse des prix de l’électricité par rapport aux sommets de la crise énergétique de 2022 est certaine, constate le régulateur européen : ils sont passés de 227 à 81 €/MWh. Mais cette tendance cache leur volatilité, alimentée par l’intermittence des énergies renouvelables et l’influence persistante du gaz sur la formation des prix. L’augmentation de la production d’énergies renouvelables, combinée au retour en puissance du parc nucléaire français, a permis de réduire la dépendance aux combustibles fossiles.

En 2024, les énergies renouvelables ont représenté 34 % de la production d’électricité en Europe. Elles ont permis de faire chuter les prix, en particulier au printemps et en été avec les pleines capacités de production solaire et éolienne. En revanche, l’abondance d’électricité intermittente a aussi eu pour effet d’augmenter le nombre d’épisodes de prix négatifs. Ces derniers, où les producteurs doivent payer pour injecter leur électricité sur le réseau, ont augmenté de 50 % par rapport à 2023. Il illustre la difficile adéquation entre l’offre et la demande avec les renouvelables, faute de flexibilité suffisante sur le réseau.

Une volatilité exacerbée par le gaz et l’absence de stockage

Malgré la baisse des prix moyens, l’ACER souligne que le gaz joue toujours un rôle important dans l’équilibre du marché de l’électricité. En effet, les centrales à gaz restent indispensables lors des périodes de forte demande où de faible production renouvelable, maintenant une corrélation entre les prix du gaz et ceux de l’électricité.

En 2024, les prix du gaz sont descendus à 34 €/MWh en moyenne, mais les tensions sur l’approvisionnement et les fluctuations du marché international ont entraîné des hausses ponctuelles répercutées sur l’électricité. L’absence actuelle de flexibilité du système énergétique reste encore un point faible. Le stockage d’électricité, via les batteries ou le pompage-turbinage, est encore trop limité pour absorber les surplus renouvelables et pallier les creux de production.

Développer les interconnexions

Aussi, le développement des interconnexions entre pays européens, qui permet une meilleure répartition de l’électricité disponible entre les besoins des pays, « doit encore progresser » selon l’ACER. L’ACER pointe un autre problème : la forte variabilité des prix de l’électricité au sein d’une même journée. En 2024, les fluctuations dépassant 50 €/MWh entre le prix le plus bas et le plus haut ont été observées lors de 70 % des journées de l’année. Cette instabilité complique la prévisibilité des coûts pour les consommateurs et les industriels.

L’agence européenne appelle donc à accélérer le développement des solutions de flexibilité. Sans ces mesures, l’Europe pourrait se retrouver dans une situation où l’électricité est abondante et bon marché à certains moments, mais hors de prix lors des pics de consommation.

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

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

600 MW de nucléaire pour alimenter les centres de données texans

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

Des dizaines déjà livrés en Europe

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

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

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Après deux ans et demi à la tête d’EDF, Luc Rémont a été brutalement écarté par l’exécutif. Dans une interview accordée au Figaro, le dirigeant revient sur les désaccords profonds qui ont mené à cette décision.

L’annonce du départ de Luc Rémont de la tête d’EDF, officialisée le 21 mars, a sonné comme un coup de tonnerre, fruit d’une différence de vision avec l’État. Le point de rupture ? Une divergence de vision sur la gestion de l’entreprise. « Nous avons fondamentalement une vision différente de ce que doit être EDF et de la manière dont cette entreprise doit être dirigée », confie-t-il dans une interview confidences au Figaro.

Alors que le gouvernement pousse pour un contrôle plus strict des prix de l’électricité, M. Rémont défendait une approche plus industrielle et compétitive. « EDF doit être performante et compétitive. Une part importante de l’État considère qu’elle doit fonctionner comme une régie. Je ne crois pas que ce soit la voie de la performance », regrette-t-il.

En froid avec certains industriels

« Tant que l’entreprise était, comme je l’ai trouvée à mon arrivée, en situation d’urgence, cette différence d’appréciation n’était pas une priorité pour l’État. Dès lors qu’EDF s’est redressée – en deux ans, la production a progressé de 30 %, la situation économique s’est améliorée, la dette est stabilisée -, les enjeux d’avenir se sont posés et ont révélé des tensions. Je les pensais solubles », s’est-il trompé.

Accusé par le PDG de Saint-Gobain d’avoir « fait un bras d’honneur à l’industrie française » en mettant des volumes d’électricité aux enchères, Luc Rémont réfute vigoureusement. « EDF n’a pas de leçon de patriotisme industriel à recevoir, en particulier de la part d’une entreprise qui vit depuis des décennies de politiques publiques à la rénovation et à l’efficacité énergétiques », visant directement Saint-Gobain.

Il rappelle que l’entreprise a œuvré pour garantir un prix stable et compétitif. « EDF est là pour rendre service aux Français dans des conditions d’équité. Nous avons pris des engagements très forts fin 2023 pour sortir du schéma de l’Arenh, qui tuait EDF, et mettre en place des contrats de long terme. Des milliers d’entreprises y ont adhéré », assure-t-il.

Un programme nucléaire sous-financé ?

Autre point de crispation : le financement du nouveau programme nucléaire français, notamment la construction des six réacteurs EPR2. « L’État français en fait significativement moins. J’ai demandé des choses simples : un prêt d’État non bonifié, pour limiter le volume des émissions obligataires d’EDF. J’ai aussi souhaité un « pacte de confiance » sur les prélèvements de l’État sur EDF, et que l’on prévoie une compensation en cas d’impact important de mesures sur EDF. Je n’ai pas été entendu. »

Dans un dernier réquisitoire, l’ancien PDG livre sa vision du mix énergétique : « nous devons sécuriser la production pilotable, notamment nucléaire et hydraulique, et ajuster le développement des énergies intermittentes ». « Je pars comme je suis arrivé, sans rien demander », pensant au challenge qu’a représenté la mission de redresser les comptes d’EDF. Son successeur pressenti, Bernard Fontana, actuel directeur de Framatome et d’Arabelle Solutions, devra désormais composer avec les mêmes défis et la pression d’un État désireux de reprendre la main sur l’énergéticien public.

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Une société norvégienne a conçu un nouvel outil qui s’accroche aux lignes électriques et permet de mieux piloter le réseau. L’installation se fait facilement au moyen d’un drone et l’appareil est opérationnel immédiatement. 50 gestionnaires de réseaux dans le monde seraient déjà équipés.

Avec l’électrification massive des usages, un réseau électrique vieillissant et un climat qui devrait atteindre +4 °C d’ici 2100, la France doit moderniser son réseau électrique. Le gestionnaire de réseau RTE s’y prépare avec son schéma de développement du réseau (SDDR) à l’horizon 2040. Des avancées technologiques pourraient l’aider dans sa tâche.

Optimiser le transport d’électricité

Créée en 2016, l’entreprise norvégienne Heimdall Power propose des solutions pour surveiller et piloter les réseaux électriques. La société a conçu un nouvel équipement appelé Neuron. Accroché aux lignes à haute tension, il a pour fonction d’optimiser les réseaux électriques. Composé de multiples capteurs, le Neuron norvégien se présente sous la forme d’une sphère qui ressemble à une boule de bowling. Rien à voir avec les boules rouges et blanches que l’on peut observer sur certaines lignes, destinées à signaler la présence des câbles aux aéronefs. Il s’agit d’un équipement capable de connaître avec précision la capacité réelle des lignes, afin de mieux prévoir la quantité d’électricité à y faire circuler. Selon l’entreprise, les gestionnaires de réseaux pourraient ainsi augmenter jusqu’à 40 % la capacité des lignes haute tension.

Grâce à de nombreuses données fournies en direct (température, inclinaison, courant, angle de phase et facteur de puissance du conducteur), les gestionnaires de réseaux n’ont plus à se fonder uniquement sur des estimations liées aux conditions météorologiques pour calculer le niveau d’électricité à prévoir sur le réseau. Avec le capteur Neuron, il est possible de déterminer précisément la capacité d’une ligne, et donc d’exploiter au mieux cette capacité. La sphère Neuron donne également des indications sur l’environnement de la ligne : température ambiante, humidité et luminosité.

Des lignes déjà équipées en France

L’objectif est de pouvoir distribuer davantage d’électricité, en tirant parti au mieux du réseau existant, et donc en limitant la construction de nouvelles lignes. Côté installation, tout se fait par drone, réduisant ainsi les interactions immédiates entre les techniciens et les lignes électriques. Selon Heimdall Power, 50 gestionnaires de réseaux dans le monde auraient déjà équipé leurs lignes haute tension, dont RTE en France, d’après la carte interactive publiée sur le site internet de l’entreprise. Toutefois, à notre connaissance, RTE n’a pas communiqué sur le sujet. Ce genre d’avancée technologique est une aubaine pour les gestionnaires de réseaux qui vont pouvoir améliorer le pilotage du réseau électrique. Rappelons qu’en France, RTE prévoit de renouveler 23 500 km de lignes et 85 000 pylônes d’ici 2040.

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Utiliser les déchets nucléaires pour en faire des batteries. Telle est l’idée initiale de chercheurs américains, qui ont réussi à créer une batterie grâce à du césium-137 ou du cobalt-60. Si la commercialisation de ce type de produit est encore lointaine, son potentiel, est très intéressant. 

Des chercheurs américains viennent de mettre au point une batterie capable de transformer le rayonnement des déchets nucléaires en électricité. Selon l’étude publiée sur le sujet, son principe de fonctionnement repose sur l’exposition de cristaux scintillateurs à une source de rayons gamma. Du fait de cette exposition, les cristaux scintillateurs émettent de la lumière. Celle-ci est ensuite captée par des cellules photovoltaïques à proximité, qui produisent alors de l’électricité.

Pour l’heure, les scientifiques de l’université de l’Ohio ont exposé leur prototype de batterie à deux sources radioactives : des isotopes de césium-137 et de cobalt-60. La batterie a réussi à générer 288 nanowatts (0,0000007 W) dans le premier cas, et 1,5 microwatt (0,0000015 W) dans le deuxième cas.

Les cristaux scintillateurs, des matériaux de plus en plus utilisés

Au cœur de cette batterie gammavoltaïque, on retrouve des cristaux scintillateurs. Ces matériaux ont la particularité d’émettre de la lumière visible ou ultraviolette lorsqu’ils sont soumis à des rayons ionisants. Ils sont couramment utilisés dans de nombreuses applications, en particulier en imagerie médicale. Ils sont au cœur du fonctionnement des PET scans, et jouent un rôle clé dans le fonctionnement des scanners modernes. Ces mêmes cristaux scintillateurs sont, par exemple, utilisés dans les aéroports, pour le contrôle des bagages.

Dans le cas de l’étude de l’université de l’Ohio, le cristal utilisé est un grenat de gadolinium, d’aluminium et de gallium. Ce cristal a l’avantage d’émettre une forte luminosité tout en étant particulièrement robuste.

Répondre à des besoins spécifiques

Si les puissances obtenues sont extrêmement faibles, les résultats restent prometteurs. Les chercheurs doivent désormais continuer leurs recherches pour augmenter la puissance de la batterie grâce à l’utilisation de cristaux plus larges. En parallèle, un travail devra être réalisé pour que cette solution technologique soit économiquement viable. On ne risque pas de retrouver ce type de batterie de si tôt dans nos appareils du quotidien. En revanche, elles permettraient de répondre à des besoins spécifiques dans des environnements difficiles. Ces batteries pourraient ainsi alimenter des appareils de faible puissance, pour de longues durées, et sans aucun besoin de maintenance, dans le domaine de l’aérospatiale, ou dans l’exploration des fonds marins par exemple.

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La transition énergétique a pour avantage, entre autres, de moins dépendre d’importations d’hydrocarbures. Mais cet avantage n’en est un que s’il est possible de ne pas dépendre non plus des importations de systèmes de production d’énergie, comme les panneaux photovoltaïques, les batteries, ou encore les différents composants nécessaires à l’industrie nucléaire. Mais pour produire sur son sol ces systèmes, encore faut-il disposer des minéraux nécessaires. Or l’inventaire des ressources minières en France est obsolète, dans son périmètre, et dans ses données disponibles. Heureusement, un nouveau projet a été lancé pour résoudre ce problème.

« On va accélérer sur la partie industrielle […]. D’abord, un grand inventaire de ressources minières qui sont nécessaires à la transition écologique, parce qu’on doit disposer d’une carte précise des ressources en matière de lithium, de cobalt qui se trouvent sur notre territoire pour sécuriser cette souveraineté de nos matières premières. C’est là où la rareté est en quelque sorte jumelle de la décarbonation ». Ainsi s’exprimait Emmanuel Macron à la sortie du Conseil de planification écologique, le 25 septembre 2023.

Le signal était donc lancé ! La France allait chercher sur son territoire les minéraux nécessaires à la transition énergétique. Il était temps, pourrait-on penser, dès lors que l’on songe au fait que la Chine dispose d’une position dominante, depuis au moins une décennie, sur de nombreux minéraux, à l’état brut et/ou raffiné : terres rares, lithium, cobalt, nickel, graphite, gallium, …

L’inventaire existant doit être actualisé

Le besoin d’un nouvel inventaire est d’autant plus pressant que l’inventaire actuel était obsolète, selon le Bureau de recherches géologiques et minières (BRGM) lui-même. Réalisé entre 1970 et 1995, il n’est plus à la hauteur des enjeux d’aujourd’hui pour un certain nombre de raisons. La première d’entre elles est la liste des minéraux étudiés : elle comprenait auparavant 22 substances prioritaires, alors que ce sont aujourd’hui par moins de 55 substances qui sont considérées comme critiques et stratégiques, incluant par exemple le lithium, le tantale, le césium ou le germanium.

D’autres raisons ont conduit l’État français à lancer un nouvel inventaire. Tout d’abord, tout le territoire n’a pas fait l’objet d’études approfondies ; plus de 30 % des zones d’intérêt n’ont toujours pas été étudiées. De plus, la profondeur maximale d’investigation était jusqu’à maintenant de 300 m ; en la matière, les techniques ont depuis évoluées, permettent de rechercher des minéraux à des profondeurs plus importantes (1000 m). Les moyens modernes permettent en outre une prospection plus rapide et à plus grande échelle – à l’aide par exemple d’instruments embarqués sur satellite, de nouveaux systèmes d’analyse chimique plus rapides et plus mobiles.

Lancement d’un nouveau projet d’ampleur

Ainsi le BRGM a lancé en ce début d’année un nouveau projet d’inventaire d’ampleur. D’une durée initiale de cinq ans, il est financé par l’Agence nationale de Recherche (ANR) dans le cadre du programme d’investissement France 2030. Ce sont 53 millions d’euros qui seront mobilisés dans cet objectif.

Ce nouvel inventaire va concerner cinq zones prioritaires du territoire national : Vosges, ouest du Massif central, Morvan-Brévenne, Pyrénées Cévennnes et Sillon Nord Guyane. Il va mettre en œuvre les techniques les plus modernes et emploiera entre autres des techniques d’acquisitions depuis le sol et aéroportés (hélicoptère, avion). L’interprétation des données utilisera des moyens de science de données et d’intelligence artificielle, avec pour objectif d’identifier les zones les plus favorables à la présence de gisements profonds. Ces données permettront ensuite de lancer des études d’exploration minière, dans le cadre de permis exclusifs de recherche (PER).

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L’actualité bruisse des développements récents de la fusion nucléaire. Les progrès sont de plus en plus rapides. En ce mois de mars 2025, c’est une société canadienne qui annonce l’achèvement de son prototype, et la première production de plasma, au sein d’un réacteur particulièrement original.

C’est le premier réacteur « steampunk », comme l’a décrit le journaliste Tim de Chant. En effet, le concept de General Fusion est pour le moins original. Pour que la réaction de fusion thermonucléaire puisse se produire, il est nécessaire de porter le plasma à de très hautes conditions de température et de pression. Cette compression est réalisée ici à l’aide de vingt-quatre pistons mus à la vapeur. Ces pistons produisent l’implosion d’un liner de lithium vers le centre de la chambre du réacteur, piégeant le combustible en son centre, et avec pour objectif de porter le plasma à plus de cent millions de degrés celsius, soit 10 kiloélectronvolts (keV).

 

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Le projet vient de se concrétiser

La startup canadienne a développé son concept pendant près de 20 ans, mais aujourd’hui, tout se précipite. Le 3 mars dernier, en effet, la société inaugure officiellement son nouveau prototype, baptisé LM26 – pour Lawson Machine 26. Pour la petite histoire, il s’agit d’un hommage au physicien John D. Lawson, qui a été le premier à évoquer l’éponyme « critère de Lawson » pour caractériser la rentabilité énergétique d’un réacteur de fusion.

Le 11 mars, la société annonce avoir réalisé le premier plasma dans la chambre de son réacteur. La start-up précise en outre former dorénavant ces plasmas sur une base quotidienne. Le prototype a été construit en seize mois, et il vise à démontrer la viabilité du concept. Pour ce faire, il s’efforcera d’atteindre plusieurs objectifs successifs : d’abord atteindre 10 millions de degrés celsius (1 keV), puis 100 millions de degrés (10 keV) et enfin l’atteinte du fameux critère de Lawson.

Une fois atteint, le prototype démontrera l’aptitude de cette étonnante machine à vapeur à produire de l’énergie. De nombreuses étapes à franchir, donc, pour ce réacteur, dans les mois à venir.

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Bien loin de simples giboulées de mars, le nombre de violents épisodes de grêles ont tendance à s’amplifier un peu partout dans le monde. Les installations photovoltaïques en sont les premières victimes, mais des entreprises travaillent à les rendre plus résistants. Pour l’instant, leur remise en service peut prendre de longs mois.

Plus de 6 mois après un violent épisode de grêle, le parc solaire de Decazeville, dans l’Aveyron, ne fonctionne qu’à 30 % de ses capacités. Et pour cause, l’orage en question a endommagé, le 11 juillet 2024, 90 % des 36 200 panneaux photovoltaïques de l’installation. Malheureusement, cette situation est loin d’être unique, en France comme dans le monde. À l’été 2022, le parc flambant neuf de Vitry-en-Charollais a connu le même sort, quelques semaines avant sa mise en service. Il aura fallu près d’un an et demi pour qu’il puisse enfin fonctionner à plein régime.

Ces épisodes de grêle peuvent causer des dégâts considérables sur les installations photovoltaïques et leurs réparations sont loin d’être une formalité. Outre les délais liés à l’assurance, le remplacement des panneaux peut comporter des défis techniques. Il faut en effet pouvoir retrouver les mêmes panneaux que ceux d’origine, ou s’assurer de la compatibilité de nouveaux modèles.

Vers des panneaux de plus en plus résistants

Au-delà du coût financier très élevé associé à la destruction de ces installations, ces incidents ont un fort impact environnemental. En parallèle, du fait du dérèglement climatique, ces épisodes de grêle ne sont pas près de ralentir. À l’inverse, une étude publiée l’année dernière tend à montrer que ces événements avec des grêlons de gros diamètre ont tendance à augmenter.

De nombreuses solutions sont étudiées pour rendre les parcs solaires plus résistants aux aléas climatiques. Certaines de ces solutions consistent, par exemple, à permettre la modification de l’inclinaison des panneaux en cas d’orage, où tout simplement de les « ranger ». Malgré ces solutions, les panneaux devront inévitablement gagner en solidité. C’est ce que certains fabricants ont commencé à faire, comme Longi, avec son modèle Hi-Mo 5, ou DMEGC Solar.

Habituellement, la résistance des panneaux est évaluée avec la simulation de grêlons d’un diamètre de 25mm, d’un poids de 7,53 g, et d’une vitesse de 23 m/s. Pour tester ses panneaux, DMEGC Solar est allé beaucoup plus loin en soumettant son prototype à des grêlons de 65 mm de diamètre, et d’un poids de 130 g, lancé à 37 m/s. Cela représente une énergie cinétique 45 fois supérieure aux grêlons conventionnels. Résultat : le panneau n’a subi aucun dommage apparent, et une perte de puissance minime a été enregistrée, de l’ordre de -0,53 %. Il reste désormais à démocratiser ce niveau de résistance de manière à ce que les futures installations solaires soient en capacité de résister vraiment aux aléas climatiques.

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C’était une rumeur persistante ces derniers jours, c’est désormais officiel : Luc Rémont quitte la présidence d’EDF.

Après un peu plus de deux ans à la tête du groupe EDF, Luc Rémont ne sera plus son PDG. Il a été reçu ce vendredi 21 mars par le ministre de l’Économie, Éric Lombard. L’État, actionnaire unique de l’énergéticien, a tranché en faveur d’un changement de gouvernance avant l’échéance théorique de son mandat, prévue cet été.

Nommé en novembre 2022, Luc Rémont a rapidement été confronté à des relations houleuses avec l’État, notamment sur la question hautement sensible du prix de vente de l’électricité nucléaire​. L’État, désireux de contrôler plus étroitement les tarifs pratiqués par EDF, a vu en Luc Rémont un dirigeant trop indépendant, en désaccord avec certaines orientations gouvernementales.

Ces tensions se sont également traduites par des différends sur la lenteur du programme de construction des six nouveaux réacteurs EPR2​. Face à ces divergences de vision, la situation s’est envenimée au fil des mois, jusqu’à devenir « explosive », selon une source citée par le journal Contexte​. Si officiellement Luc Rémont a été « remercié pour l’excellent travail accompli » et que son mandat n’est « simplement pas renouvelé » a appris Contexte, la rapidité de la décision laisse penser que l’exécutif voulait reprendre la main sans attendre l’Assemblée générale prévue en juin​.

Bernard Fontana pressenti pour prendre les rênes

Pour lui succéder, le choix de l’exécutif s’est porté sur Bernard Fontana, actuel directeur général de Framatome et d’Arabelle Solutions, deux filiales d’EDF​. Ingénieur de formation, il dirige Framatome depuis 2015 et est reconnu pour sa connaissance du secteur nucléaire. La nomination de Bernard Fontana devra toutefois être validée par l’Assemblée nationale et le Sénat, conformément à l’article 13 de la Constitution​.

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La surmortalité d’oiseaux protégés, notamment le faucon crécerellette, serait-elle attribuée aux 31 éoliennes du parc d’Aumelas situées dans l’Hérault ? Le tribunal de Montpellier devra trancher.

France nature environnement (FNE) Occitanie-Méditerranée, constitué partie civile, accuse EDF Renouvelables et ses partenaires de « destruction d’espèces protégées » et réclame des indemnisations à hauteur de 500 euros par oiseau tué ainsi que le versement de 168 000 euros au Plan national d’action pour le faucon crécerellette. L’association estime que 150 à 300 de ces petits rapaces auraient trouvé la mort depuis la mise en service du parc éolien, ralentissant de 22 % la croissance de leur population dans la région.

2 millions d’euros pour effaroucher les oiseaux

Lors de l’audience de décembre, le parquet avait requis des sanctions lourdes : 750 000 euros d’amende, dont 500 000 avec sursis, contre chaque société exploitant les éoliennes incriminées, ainsi que six mois de prison avec sursis et 150 000 euros d’amende (dont 100 000 avec sursis) à l’encontre de l’ancien PDG d’EDF Renouvelables, Bruno Bensasson. Une suspension temporaire de l’activité du parc avait également été demandée.

EDF Renouvelables, qui conteste toute responsabilité, met en avant les mesures d’effarouchement installées pour réduire les collisions. « Depuis 2020, nous avons investi deux millions d’euros pour mettre à niveau ces dispositifs, avec comme résultat qu’il y a eu quatre impacts mortels en 2022 et 2023 et deux en 2024 », plaide un porte-parole du groupe. EDF affirme également que la population de faucons crécerellettes dans la zone connaît une croissance annuelle de 12 % depuis la mise en service du par cet seulement 4 à 5 impacts de faucon crécerellette par an.

Pas le premier jugement

EDF et ses filiales ont, par le passé, déjà été condamnés au civil en 2021 par la cour d’appel de Versailles pour la mort de 28 faucons crécerellettes percutés par les éoliennes d’Aumelas. La justice avait relevé l’inefficacité du système d’effarouchement mis en place en 2014, alors qu’une directive européenne interdit toute destruction d’espèces protégées sans dérogation préfectorale.

L’affaire d’Aumelas n’est pas la seule. La même juridiction de Montpellier doit rendre sous peu une décision concernant le parc éolien de Bernagues, lui aussi situé dans l’Hérault. Dans ce dossier, l’exploitant Énergie renouvelable du Languedoc (ERL), filiale du groupe Valeco, est mis en cause pour la mort d’un aigle royal. Par ailleurs, la cour d’appel de Nîmes a déjà ordonné, le 7 décembre 2023, la démolition de ce parc en raison d’un permis de construire invalide, une décision actuellement contestée devant la Cour de cassation.

Le délibéré prorogé au 7 avril laisse EDF et ses opposants dans l’expectative. Pour FNE, le retard ne fait que prolonger une situation où la biodiversité continue de subir des dommages. De son côté, EDF espère faire valoir son engagement en faveur de l’atténuation des impacts environnementaux, tout en évitant une jurisprudence qui pourrait peser sur le développement de l’éolien en France.

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