Si la course à la construction de parcs éoliens offshore bat son plein à travers l’Europe, celle de l’installation des câbles pour les reliers aux réseaux se révèle tout aussi intense. Et tout aussi chère. Selon un récent rapport, l’addition pourrait s’élever à plus de 400 milliards d’euros d’ici à 2050. 

Le Réseau européen des gestionnaires de réseaux de transport d’électricité (REGRT-E) vient de publier un rapport portant sur le développement du réseau électrique offshore à l’échelle de l’Europe jusqu’en 2050. Ce document rassemble l’ensemble des besoins auxquels l’Europe va faire face pour atteindre la neutralité carbone, tant pour le raccordement des parcs éoliens offshore, que pour la création d’interconnexions entre les pays européens. Outre la définition de ces besoins, le rapport souligne les (très) nombreux défis et les coûts associés à la mise en place de ces réseaux.

En 2020, dans son plan de développement pour les énergies renouvelables marines, l’Europe avait fixé un objectif de 300 GW d’éolien offshore installé d’ici 2050. Mais il semblerait que les pays européens aient pris le sujet à cœur. En compilant les données de chaque pays, REGRT-E est, en réalité, arrivé à un objectif total de 354 GW de puissance installée d’ici 2050, et même 496 GW en incluant le Royaume-Uni et la Norvège. Si ces chiffres témoignent de l’ambition des pays vers la transition énergétique, ils entraînent inévitablement un développement massif des réseaux électriques offshore pour permettre la distribution de l’énergie produite sans compromettre la stabilité du réseau.

Dans ce contexte, RGRT-E estime qu’il faudra déployer, d’ici à 2050, environ 54 000 km de lignes de transmission électrique ainsi que presque 300 convertisseurs à courant continu offshore et terrestres. Montant total de ces travaux : plus de 400 milliards d’euros.

Des enjeux colossaux pour parvenir au raccordement de l’éolien offshore

Si le financement de ces travaux constitue déjà un défi de taille, c’est loin d’être le seul. Dans son rapport, REGRT-E fait mention des différents challenges à surmonter pour atteindre ces objectifs, et en particulier le défi technologique. Pour réaliser ces interconnexions ainsi que le raccordement des parcs éoliens offshore, l’utilisation de liaisons HVDC (ou ligne à courant continu haute tension CCHT) devient peu à peu la norme.

Le développement massif de ces lignes passera nécessairement par la mise en place de disjoncteurs de courants continus spécifiques, sans quoi la stabilité du réseau européen pourrait être menacée. Avec ces disjoncteurs, les capacités d’interconnexions supplémentaires sont ainsi estimées à 13 GW, contre 7,5 GW sans. Au niveau national, la différence est encore plus flagrante puisque les capacités sont estimées à 13 GW avec les disjoncteurs DC contre seulement 2 GW sans. Mais il y a un hic : ces disjoncteurs spécifiques de courant continu ne sont pas encore disponibles à l’échelle industrielle et à un coût raisonnable.

Pour atteindre ces objectifs, l’Europe devra également augmenter drastiquement la cadence de construction de ces lignes électriques, ce qui devrait avoir un impact sur l’ensemble des chaînes d’approvisionnement qui y sont associées, depuis la construction de navires spécifiques, à la création de ports adaptés, en passant par l’augmentation de l’approvisionnement en matières premières. Enfin, les ressources humaines devront être disponibles pour concevoir, mettre en œuvre et entretenir l’ensemble de ces infrastructures.

Pour finir, ces réseaux électriques impliquant presque systématiquement plusieurs pays en même temps, leur déploiement nécessitera une coopération sans faille entre les gouvernements concernés, les différents gestionnaires d’électricité ainsi que le secteur de l’industrie pour pouvoir atteindre une approche systémique de l’ensemble.

Rénover l’ensemble du réseau électrique européen

Outre les besoins liés aux déploiements de réseaux offshore, l’électrification des usages, dans une optique de décarbonation de l’énergie, va nécessiter une rénovation d’ampleur de l’ensemble du réseau électrique européen, et en particulier les réseaux locaux de distribution. Ceux-ci devront, en effet, pouvoir supporter la recharge de véhicules électriques ou encore la production d’électricité via des installations photovoltaïques à l’échelle des particuliers.

La commission européenne a donc dévoilé, en novembre 2023, un plan d’action visant à accélérer le développement de ces réseaux électriques. Ce plan d’action en 14 points vise à améliorer la planification à long terme des réseaux pour un coût estimé à 584 milliards d’euros d’ici 2030.

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Depuis quelques mois, l’ambiance devient irrespirable du côté de la Montagne de Lure. Le projet photovoltaïque de Cruis, dans les Alpes-de-Haute-Provence, est l’objet de vives tensions entre Boralex, le porteur de projet, et des opposants écologistes qui y voient une menace directe pour la biodiversité locale. Après de nombreuses manifestations, les revendications sont montées d’un cran, puisque qu’un stock de panneaux solaires aurait été volontairement incendié. 

Dimanche 28 janvier, le chantier du parc photovoltaïque de Cruis a vraisemblablement été la cible d’un incendie d’origine volontaire, entraînant la destruction de 400 panneaux solaires entreposés sur le site, rapporte le média local BFM DICI. Alors qu’une enquête vient d’être ouverte par la gendarmerie pour « destruction par incendie », cet événement ne fait que renforcer les tensions qui entourent ce projet depuis septembre 2022. Vivement contesté par des opposants qui le considèrent comme une atteinte à la biodiversité locale, le projet a fait l’objet d’une importante mobilisation de la part des écologistes. Cette escalade des tensions avait conduit, courant 2023, à l’arrestation de deux militantes.

D’une emprise de 17 hectares pour une puissance de 14,8 MWc, la future centrale photovoltaïque, portée par la société Boralex, est située sur une ancienne parcelle forestière qui avait été victime d’un feu de forêt en 2004. Si l’entreprise et certains élus locaux ont assuré que la parcelle n’avait que peu d’intérêt pour la biosphère du fait d’un sol très caillouteux, celle-ci ne fait pas moins partie d’une zone classée réserve de biosphère par l’Unesco. Elle abriterait près de 88 espèces protégées. Et si la société avait bien reçu, en 2020, une dérogation permettant la construction de la centrale, d’autres espèces protégées ont été découvertes depuis.

Les panneaux solaires incendiés / Image : BFMTV DICI.

Préservation de la biodiversité ou production d’énergie solaire, faut-il choisir ?

Les énergies renouvelables sont-elles incompatibles avec la biodiversité ? C’est la question que l’on peut légitimement se poser face à de tels projets. Pourtant, il semblerait que les centrales photovoltaïques ne soient pas si néfastes pour la biodiversité qu’on ne pourrait le penser. D’abord, leur structure légère permet de ne pas utiliser de béton, ou très peu, contrairement aux parcs éoliens par exemple. Plusieurs études, aux États-Unis comme en Europe, tendent à montrer que ces infrastructures auraient même un impact positif, laissant intact les structures d’habitat de nombreuses espèces tout en servant de refuge pour d’autres. Ils seraient particulièrement prisés des insectes, reptiles, amphibiens et même de certaines espèces d’oiseaux des champs qui viennent y faire leurs nids.

Malgré ces avantages, un équilibre doit être trouvé entre installations de production d’énergie renouvelable et espaces protégés. Or, la montagne de Lure ferait l’objet d’une sur-concentration de projets photovoltaïques. Les porteurs de projets y sont attirés par le faible prix des terrains associé à un excellent ensoleillement. Pour les communes, ce type de projet génère également des ressources financières parfois difficiles à refuser. Ainsi, on compte autour de la montagne de Lure plus d’une vingtaine de projets photovoltaïques dans un rayon de trente kilomètres, comme celui d’Omergues, de Fontienne, ou encore de Peyruis.

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Porté par la réussite du projet éolien en mer Provence Grand Large, le Grand port maritime de Marseille (GPMM) se rêve en plaque tournante de l’industrie de l’éolien flottant en Méditerranée. Il va investir 550 millions d’euros pour réaliser une plateforme dédiée à cette filière sur 120 hectares. Un signe supplémentaire que le port prépare son avenir sans pétrole. 

L’installation réussie des trois éoliennes du projet Provence Grand Large (PGL) et leurs flotteurs uniques au monde pourrait être le début d’une longue série de projets éoliens offshore construits à Marseille. Des rumeurs circulaient sur le sujet, mais c’est désormais officiel : le port de Marseille-Fos va s’équiper pour devenir un acteur majeur de l’éolien offshore. Dimanche 28 janvier, dans un entretien donné à l’hebdomadaire La Tribune, l’ancien ministre Christophe Castaner, désormais président du conseil de surveillance du port de Marseille-Fos, a annoncé le lancement d’un vaste projet pour le déploiement de l’éolien offshore pour un montant total estimé à 550 millions d’euros.

Appelé Deos, celui-ci devrait porter sur environ 75 hectares à terre, et 45 hectares en mer pour la construction d’une plateforme et de zones de stockage dédiées à la filière. Cette plateforme devrait être associée à près de 1 000 mètres linéaires de quais dédiés, et permettre la construction d’éoliennes, mais également la maintenance lourde d’une vingtaine d’unités par an. Avec ce projet, ce sont près de 500 000 tonnes de vrac et 15 000 tonnes d’acier supplémentaires qui devraient arriver sur le port de Marseille-Fos.

Marseille-Fos : d’un port pétrolier à un port multi-énergies

Après des dizaines d’années principalement marquées par l’activité pétrochimique et gazière, le port de Marseille veut et doit préparer son avenir. Avec le projet Deos, selon Christophe Castaner, le GPMM souhaite se forger une importance stratégique au niveau régional, national et même international pour le développement des énergies renouvelables. Depuis les années 1930 et l’implantation de la raffinerie BP de Lavéra, le pétrole tenait un rôle central dans les activités du port de Marseille-Fos. Malgré une baisse de cette activité à partir des années 2000, Marseille-Fos était encore le troisième plus grand port pétrolier au monde en 2011, alimentant jusqu’à 7 raffineries.

Si les activités du port se sont progressivement diversifiées depuis une vingtaine d’années, cette diversification s’est récemment accélérée avec les impératifs de la transition énergétique. Marseille multiplie ainsi les projets d’envergure. On peut citer l’usine de panneaux photovoltaïques Carbon, dont la mise en service est prévue en 2025, et qui devrait produire l’équivalent de 5 GW de panneaux par an, employant, à terme, près de 10 000 personnes.

On retrouve également des projets de production d’hydrogène, dont certains sont portés par des acteurs incontournables de la filière des hydrocarbures, comme Géosel avec son projet HyVence. Un électrolyseur de 600 MW devrait également voir le jour sur les bassins ouest du port, et fournir jusqu’à 84 000 tonnes d’hydrogène bas-carbone par an.

Pour parfaire sa transformation, le port devra néanmoins travailler sur ses modes de production d’énergie. En effet, la multiplication de ces industries est essentielle pour développer les énergies renouvelables, mais n’en reste pas moins très énergivore. L’électrolyseur de 600 MW précédemment cité devrait consommer, à lui seul, autant que 150 000 appartements équipés de chauffages électriques en plein hiver. Face à ces besoins, les projets de centrales photovoltaïques urbaines, comme celui du GPMM, ou celui du marché d’intérêt national des Arnavaux, ne seront pas suffisants. Pour résoudre cette équation, l’hypothèse d’une nouvelle centrale nucléaire équipée de réacteurs EPR a même été évoquée par le président de la République en juin dernier.

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Il y aura désormais un petit bout de France dans les prochains Mégapack, ces batteries de 3 MWh fabriquées par Tesla ! Le constructeur américain vient, en effet, de commander pour 10 millions d’euros de panneaux pare-explosion à une PME française située près d’Angers, et compte les installer dans ses futures batteries.

STIF, une entreprise angevine (ou presque), vient de signer un contrat à 8 chiffres avec un nouveau client, et pas n’importe lequel : Tesla. La commande, d’un montant de 10 millions d’euros, porte sur la fabrication et la livraison, par STIF, de plusieurs milliers de panneaux anti-explosion destinés aux Mégapack de Tesla, ces BESS (Battery Energy Storage Solution) d’une capacité de 3 MWh qui ont la taille approximative d’un conteneur maritime. Pour mener à bien ses engagements, l’entreprise du Maine-et-Loire va devoir mettre les bouchées doubles, car Tesla espère atteindre une cadence de 40 GWh d’unités produites par an d’ici la fin de l’année 2024, et ce, rien que pour son usine de Lathrop, en Californie.

Les batteries stationnaires, des solutions de stockages explosives

Si Tesla commande des panneaux anti-explosions, c’est parce que les incendies provoqués par une batterie au lithium ayant surchauffé, s’ils sont peu fréquents, peuvent avoir des conséquences dramatiques. Du fait de leur composition chimique, ces batteries génèrent des incendies dont les températures peuvent atteindre 1 000 °C. Récemment, l’explosion d’une batterie domestique de 30 kWh, en Allemagne, a littéralement détruit la maison qui l’abritait. En 2021, c’est un Mégapack de Tesla qui avait pris feu dans la plus grande batterie stationnaire au monde, sans faire de victime.

Face à ce constat et face aux besoins pour stocker les surplus de production des énergies renouvelables à travers le monde, STIF a décidé, en 2022, de s’orienter vers la conception et la fabrication d’équipements de protection dédiés à ce type d’installation. L’entreprise propose ainsi des panneaux anti-déflagration, des déflecteurs, etc. Au vu de ce contrat avec Tesla, ce changement de cap semble déjà porter ses fruits. L’entreprise, qui a récemment été introduite en bourse, vise un chiffre d’affaires de 80 millions d’euros d’ici 2027.

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La Chine continue sa course folle vers la décarbonation en installant à tout-va des éoliennes, des centrales nucléaires, et surtout des panneaux solaires. Rien que sur l’année 2023, le pays a mis en service presque autant que la totalité de la puissance photovoltaïque installée en Europe.

Dans la course aux énergies renouvelables, la Chine marque, chaque année un peu plus, sa domination sans partage, et 2023 ne fait pas exception. Sur l’année, le pays annonce avoir installé un chiffre record de 216,88 GWc de panneaux photovoltaïques. C’est 129 GW de plus que sur l’année 2022.

À titre de comparaison, l’Europe, qui a également réalisé une année record sur le sujet, n’a installé que 55,9 GWc. Plus impressionnant encore, la Chine a réussi à installer, en une seule année, 80 % de la puissance totale dont dispose l’Europe à la fin 2023. Celle-ci s’élève, en effet, à 263 GWc selon SolarPower Europe. Pour parvenir à de tels chiffres, le pays a pu compter sur des investissements massifs atteignant plus de 87 milliards d’euros.

La Chine, baromètre mondial du développement des énergies renouvelables

Longtemps critiquée pour ses émissions colossales de CO2, la Chine semble avoir pris la mesure du défi de la décarbonation, et se donne les moyens de le surmonter, malgré une consommation électrique extrêmement élevée (presque 6 millions de GWh en 2016). Les chiffres annoncés par l’Administration nationale de l’énergie chinoise sont le reflet d’une réalité limpide : la Chine est le leader incontesté de la production d’énergie décarbonée dans le monde. Et ce n’est pas près de s’arrêter : dans son rapport prévisionnel s’étendant sur la période 2023-2028, l’Agence internationale de l’énergie rapporte que sur les cinq prochaines années, la Chine devrait installer plus de 2000 GW d’énergies renouvelables. C’est quatre fois plus que l’Europe sur la même période, et cinq fois plus que les États-Unis.

Outre les moyens de production d’énergie non pilotable, la Chine développe aussi des capacités de stockage hors norme en étant, par exemple, le pays disposant de la plus grande puissance de STEP installée et espère atteindre les 270 GW de puissance d’ici 2025. Enfin, côté nucléaire, si le pays était le deuxième mondial en termes de production électrique en 2021, derrière les USA, ce n’est qu’une question d’années avant que le pays prenne la tête du classement grâce à tous ses réacteurs nucléaires en cours de construction.

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Le parc offshore de Saint-Brieuc collectionne, contre son gré, les déchets flottants. Mais grâce à un Appel à manifestation d’intérêt (AMI) dédié, cette problématique pourrait devenir un atout pour la dépollution de la baie de Saint-Brieuc. 

Depuis le début du chantier du parc éolien offshore de Saint Brieuc, l’espagnol Iberdrola, par l’intermédiaire de sa filiale Ailes marines, est confronté à un problème inédit : une quantité importante de déchets flottants vient s’accumuler dans les 62 fondations jacket du site. Selon l’exploitant, il s’agit d’une situation exceptionnelle. En effet, aucun autre de ses autres parcs offshore en service, au Royaume-Uni comme en Allemagne, ne subit une telle concentration d’objets flottants. Pour le moment, les raisons de cette accumulation n’ont pas été déterminées. Ce phénomène pourrait être provoqué par une source de pollution distincte, ou tout simplement résulter d’une convergence de courants marins. En tout état de cause, Iberdrola cherche activement une solution pour collecter, puis traiter ces déchets.

Un Appel à manifestation d’intérêt pour régler le problème

Pour y parvenir, l’entreprise a lancé, en partenariat avec le Pôle Mer Bretagne, un Appel à manifestation d’intérêt (AMI). Cette procédure permettra d’identifier des acteurs économiques susceptibles de répondre à la problématique et ainsi d’élaborer une solution pertinente vis-à-vis de la situation.

Lancée en octobre, cet AMI vise à mettre au point une solution innovante à intégrer au parc éolien pour collecter et traiter les déchets flottants. Cette solution devra permettre de minimiser l’impact de ces déchets sur les infrastructures et les outils nécessaires au fonctionnement du parc éolien. Les déchets, une fois collectés, devront être traités de manière adaptée. Au terme de la procédure, trois lauréats seront désignés et pourront présenter leur solution technique lors du salon FOWT (Floating Offshore Wind Turbine), un évènement international dédié à l’éolien offshore qui se tiendra à Marseille du 24 au 26 avril 2024.

Iberdrola et le Pôle Mer Bretagne profitent également de cet appel à manifestation d’intérêt pour trouver des acteurs capables d’améliorer le suivi de la biodiversité autour du parc éolien grâce à une optimisation du monitoring et ainsi limiter les interventions en mer.

L’avenir des parcs éoliens offshore est-il multi-usage ?

Dans le contexte de la transition écologique, la notion d’optimisation des usages revient en permanence, et les parcs éoliens n’échappent pas à cette règle. Production d’hydrogène, élevage piscicole, borne de recharge flottante, les expérimentations se multiplient pour trouver des usages complémentaires aux parcs offshore.

En Chine, le géant Mingyang Smart Energy a mis au point un prototype de fondation d’éolienne accueillant une ferme piscicole. Équipée de vastes filets, cette ferme, entièrement gérée à distance, pourrait accueillir jusqu’à 150 000 poissons dans un volume d’eau d’environ 5 000 mètres cubes. Des expérimentations ont également lieu pour la mise en place d’aquaculture multitrophique intégrée au sein de parcs éoliens offshore. Une étude de ce type a notamment eu lieu pour le parc de Saint-Brieuc.

D’autres projets visent à permettre la production d’hydrogène directement au niveau des parcs éoliens offshore, ce qui permettrait d’utiliser le surplus d’électricité produite. C’est ce que Vattenfall envisage avec son « Hydrogen Turbine 1 ». En France, l’entreprise Lhyfe expérimente une plateforme flottante de production d’hydrogène au large de Saint-Nazaire.

Grâce à cet appel à manifestation, le parc de Saint-Brieuc pourrait participer à la dépollution de la baie du même nom, et poser les bases d’un nouvel usage pour les parcs éoliens offshore, à savoir la collecte des déchets flottants.

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Avez-vous déjà vu les images d’une réaction de fusion nucléaire ? Maintenant, oui ! L’autorité britannique de l’énergie atomique vient de dévoiler les images de l’une des dernières expérimentations du JET, un tokamak de 2800 tonnes qui devrait prendre sa retraite en 2024. 

Voici des images d’un nouveau record dans le domaine de la fusion nucléaire. Pour l’une de ses dernières grandes expérimentations, le JET (Joint European Torus) a réussi à générer 69 MJ d’énergie sur une durée de 5 secondes, battant ainsi son propre record de 59 MJ réalisé en 2022.

🌍 BREAKING NEWS – New #FusionWorldRecord!

Joint European Torus (JET), one of the world’s largest & most powerful fusion machines, demonstrated the ability to reliably generate fusion energy, whilst simultaneously setting world-record in energy output.➡ https://t.co/eVRlJQ0THa pic.twitter.com/erAMBPOJGp

— UK Atomic Energy Authority (@UKAEAofficial) February 8, 2024

Pour réussir cette expérimentation, les équipes du JET ont injecté 0,2 milligrammes d’un mélange de tritium et de deutérium dans le tokamak, une chambre magnétique de 2800 tonnes en forme de donut. L’intérieur de cette chambre a ensuite été porté à une température supérieure à 150 millions de degrés afin de générer un plasma, un état physique dans lequel les noyaux des atomes sont débarrassés d’une partie de leurs électrons. Dans ces conditions, les atomes de tritium et de deutérium peuvent fusionner pour former un nouvel atome plus lourd : l’hélium. Ce processus de fusion génère une quantité très importante d’énergie.

Néanmoins, le chemin vers un réacteur à fusion nucléaire commercial est encore très (très) long. Pour que la fusion puisse devenir une véritable source d’énergie, il faut que le rapport, appelé Q, entre l’énergie produite par la réaction, et l’énergie consommée pour la rendre possible, soit supérieur à 1. À partir du moment où la quantité d’énergie produite est supérieure à la quantité d’énergie consommée, la réaction peut s’auto-entretenir. Or, sur cette expérimentation, le coefficient Q n’a été que de 0,33.

Des résultats importants pour le développement d’ITER

Cette expérimentation, la dernière du tokamak JET, qui a été mis en service en 1983, devrait livrer de nombreux enseignements pour le développement d’ITER, un projet en cours de construction dans le sud de la France et réunissant près de 35 pays. Le tokamak situé au cœur d’ITER devrait peser 23 000 tonnes.

Ce dernier est la pierre angulaire de la recherche internationale sur la fusion nucléaire. Il a été conçu pour démontrer la faisabilité d’une réaction auto-entretenue, et vise à atteindre un rapport Q=10. En d’autres termes, il doit permettre au plasma de générer 10 fois plus d’énergie qu’il n’en a été nécessaire pour le créer. Si les premières expérimentations devaient avoir lieu en 2020, les retards se sont enchaînés face à la vaste complexité du projet. La date de réalisation du premier plasma a été repoussée à 2030.

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Les constructions de parcs éoliens offshore, en France, commencent enfin à s’enchaîner. Désormais, c’est le parc situé au sud de l’île de Noirmoutier qui rentre en phase chantier. Il devrait être mis en service en 2025.

Les choses sérieuses vont bientôt commencer, du côté du futur parc éolien offshore situé entre les îles d’Yeu et de Noirmoutier. Un chargement de 11 monopieux en provenance de Chine, est, en effet, sur le point d’arriver dans le port de la Rochelle.

Depuis cet été déjà, quand on regarde l’horizon depuis la pointe de l’Herbaudière, on peut observer plusieurs navires qui s’affairent sur l’emplacement du futur parc. Et pour cause, l’entreprise DEME réalise des opérations de nivellement du fond marin afin de préparer la pose des futures fondations. Depuis mi-décembre, on peut même apercevoir le Scylla, l’un des plus gros navires auto-élévateurs au monde, qui s’occupe de la préparation des fondations de la sous-station. Celle-ci devrait être posée d’ici mai ou juin 2023.

Démarrage imminents des travaux pour les fondations

L’arrivée des monopieux indique que les travaux concernant les fondations des 62 éoliennes Siemens Gamesa de 8 MW ne devraient plus tarder. Au total, les 496 MW de puissance du parc devraient permettre d’alimenter l’équivalent de 800 000 habitants, soit plus que le département de la Vendée.

Côté raccordement, RTE a pris de l’avance puisque les travaux des 29 kilomètres de la liaison terrestre, entre la Barre de Monts et Soullans, ont débuté dès l’été 2022. Un transformateur de 160 tonnes vient d’ailleurs de rejoindre son emplacement définitif, à Soullans. Durant l’année 2024, les équipes de RTE vont désormais déployer la partie sous-marine du câble, d’une longueur de 27 kilomètres.

Une grande partie de composants fabriqués en France

Si les monopieux ont été fabriqués en Chine par le groupe industriel Dajin Heavy Industry, de nombreux autres éléments des éoliennes sont Made in France. Les pales et les nacelles sont fabriquées au Havre tandis que les mâts sont réalisés à Brest. Même les couronnes de rotation, qui devaient initialement provenir d’un fournisseur chinois, seront en fait fabriquées à la Bruffière, en Vendée. Ce roulement, fixé en bout de pale, permet la rotation de celle-ci en fonction des conditions météorologiques.

Les différents éléments seront progressivement acheminés sur le port de Saint-Nazaire pour y être assemblés. C’est d’ailleurs non loin de là, aux Chantiers de l’Atlantique, qu’a été fabriquée la sous-station du parc.

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Une entreprise américaine vient de signer un accord d’exclusivité de 6 ans pour le lancement d’un service de taxis volants commerciaux dans la capitale des Émirats Arabes Unis dès 2026. Cette annonce marque une étape importante dans le développement des eVTOL comme futur de la mobilité urbaine.

On n’est pas encore dans le Cinquième Élément, mais on s’en rapproche. Après des années de promesses, le marché des eVTOL (electric vertical take-off and landing), ces véhicules à propulsion électrique à la croisée des drones, des hélicoptères et des avions, commence enfin à décoller avec en tête la société Joby Aviation. La startup américaine, qui a récemment fait l’actualité en proposant une démonstration de vol de son prototype dans la ville de New York, devrait fournir à Dubaï ses premiers taxis volants électriques dès 2026, par le biais d’un contrat d’exclusivité de 6 ans.

Ce contrat porte sur des premières phases de tests dès 2025, et sur le lancement de vols commerciaux à partir de 2026. Pour l’occasion, l’entreprise Skyports va construire quatre vertiports au niveau de l’aéroport de Dubaï, au Palm Jumeirah, à la Marina et dans le centre-ville. Selon Joby Aviation, ses taxis volants permettront, en seulement 10 minutes, de réaliser un trajet qui prend habituellement 45 minutes en taxi classique.

Le eVTOL développé par Joby Aviation pourra embarquer 4 passagers en plus du pilote, voler à une vitesse maximale de 320 km/h et parcourir 161 km en une seule charge.

Les eVTOL, futur de la mobilité urbaine ?

Depuis une quinzaine d’années maintenant, les projets d’eVTOL se multiplient à travers le monde. Et pour cause, ces véhicules volants électriques, dont le nombre de place est généralement limité à 4 ou 6 personnes, disposent de nombreux avantages face aux hélicoptères. Ils sont plus silencieux, moins polluants, et disposent d’une meilleure efficacité énergétique que ces derniers. De plus, les vertiports, plateformes nécessaires à leur décollage ou leur atterrissage, sont moins grands que les héliports. Côté tarif, ils pourraient être bien plus abordables que les vols en hélicoptère grâce à l’utilisation de la propulsion électrique et à des besoins en maintenance nettement inférieurs.

Si les eVTOL promettent d’être plus efficaces et mieux adaptés à l’espace urbain que les hélicoptères, de nombreuses interrogations demeurent à leur sujet, tant au niveau des nuisances sonores que de leur impact environnemental ou encore de leur tarif. Les prochains Jeux Olympiques de Paris pourraient nous apporter un début de réponse, puisque l’entreprise Volocopter devrait y proposer des services de taxi pendant la durée de la compétition à titre expérimental.

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Une entreprise écossaise va profiter de la fermeture récente d’une des plus grandes mines d’Europe pour la transformer en batterie géante. À l’heure où le stockage d’énergie devient un enjeu international, cette solution de stockage par gravité a un potentiel très important.

Au cœur de la Finlande, l’ancienne mine de cuivre et de zinc de Pyhäjärvi pourrait bien retrouver une nouvelle jeunesse, après avoir permis l’extraction de soixante millions de tonnes de minerai au cours de ses 60 années d’exploitation. La startup Gravitricity souhaite, en effet, y implanter son premier prototype à taille réelle de stockage d’électricité par gravité.

Cette solution, conçue par l’entreprise écossaise, consiste à mettre en place un système de masses suspendues à l’aide de treuils dans le puits auxiliaire de la mine, d’une profondeur de 530 mètres. En cas de surplus d’énergie sur le réseau électrique, les poids seront hissés dans le puits auxiliaire à l’aide de ces treuils. A l’inverse, en cas de besoin en électricité, les poids seront relâchés, transformant les treuils en générateurs. Si la capacité de stockage n’a, pour le moment, pas été dévoilée par l’entreprise, la puissance obtenue pourrait avoisiner les 2 MW.

Selon ses concepteurs, cette technique multiplie les avantages. Elle permet notamment de réguler la puissance obtenue en faisant varier la vitesse de relâchement des poids. De plus, contrairement au système de stockage par batterie, les performances de l’installation ne seront pas altérées dans le temps. Seuls les câbles devront être remplacés périodiquement.

Cette technique a également l’avantage de pouvoir produire de l’électricité presque instantanément, permettant de répondre aux besoins immédiats du réseau électrique.

Les mines représentent un potentiel de stockage de 70 TWh dans le monde

Selon l’Institut international d’analyses des systèmes appliqués, l’utilisation des mines désaffectées comme moyen de stockage d’énergie aurait un très gros potentiel, notamment grâce à un coût d’investissement limité. Selon l’institut, le potentiel mondial se situerait entre 7 TWh et 70 TWh, dont la plupart en Chine, en Inde, en Russie et aux USA.

Outre le fait que le stockage d’énergie soit un sujet majeur de la transition énergétique, cette solution a aussi l’avantage de permettre le prolongement de la durée de vie des mines. À Pyhäjärvi, par exemple, la mine ouverte en 1962 avait un rôle colossal sur l’économie de la région. Rien qu’en 2019, la mine représentait encore 400 emplois pour les 5 200 habitants que compte la petite ville de Pyhäjärvi. Transformer les mines en stockage d’énergie permettrait de maintenir une activité économique locale, et limiter les frais liés à la mise hors service des mines.

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Dans la famille des énergies renouvelables, l’énergie houlomotrice est à la traîne et se fait même devancer par l’hydrolien. Mais l’entreprise finlandaise AW Energy compte bien faire bouger les choses grâce à son concept baptisé WaveRoller. En effet, il devrait bientôt être implanté en Namibie. 

Et si c’était l’entreprise AW Energy, l’heureuse élue qui permettrait la démocratisation de l’énergie houlomotrice ? L’entreprise finlandaise semble, en tout cas, en bonne voie pour faire partie des premières à commercialiser un système efficace de production d’électricité à partir des vagues. Son procédé, appelé WaveRoller, repose sur le phénomène du ressac, ce va-et-vient permanent, et facilement prévisible, que l’on retrouve le long de tous les littoraux du monde. La startup propose ainsi trois types d’unités distincts, aux puissances variant de 350 kW à 1 MW, qui peuvent être connectées pour former des fermes houlomotrices.

Destinées à être positionnées à moins de 2 kilomètres du rivage, à une profondeur comprise entre 8 mètres et 20 mètres, ces unités ont l’avantage d’être, selon ses concepteurs, particulièrement efficaces et surtout faciles à poser. Après de premiers essais concluants au large des côtes portugaises, AW Energy va continuer son développement en Namibie, et y implanter une ferme à vagues sur la côte de Swakopmund qui devrait accompagner le développement de la production d’hydrogène vert dans le pays.

L’énergie houlomotrice, une ressource difficile à maîtriser

L’énergie houlomotrice a un très grand potentiel puisque l’énergie qu’on pourrait en tirer est estimée à 30 000 TWh par an, d’après les Techniques de l’Ingénieur. À l’échelle du continent, l’Union Européenne espère en tirer 10% de sa production énergétique d’ici à 2050, soit l’équivalent de la consommation de 40 millions de foyers.

Les projets et les prototypes se multiplient, comme Seaturns et sa bouée cylindrique ou encore DIKWE et sa digue houlomotrice pour ne citer que les projets français. Néanmoins, très peu de projet atteignent un niveau de production quasi commercial. Il y a bien l’installation inaugurée par Eco Wave Power sur le port de Jaffa, en Israël, mais la puissance d’installation est limitée à seulement 100 kW.

Le faible développement de cette filière est dû, en partie, à la combinaison de la complexe dynamique des vagues qui rendent leur énergie difficile à capturer. De plus, du fait de leur positionnement sous-marine, ce type d’équipement est soumis, comme les hydroliennes, à un environnement particulièrement difficile.

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Les acteurs de la construction navale se lancent enfin dans la décarbonation du transport maritime. Après Fincantieri, c’est au tour du géant coréen KSOE de se lancer dans la propulsion maritime nucléaire en s’associant à TerraPower. 

L’entreprise HD Korea Shipbuilding & Offshore Engineering, plus connue sous l’acronyme KSOE, est en passe de se lancer dans la course à la propulsion nucléaire dans le secteur maritime. L’entreprise vient, en effet, de signer un accord avec TerraPower et Core Power pour le développement conjoint d’un réacteur nucléaire destiné à une application maritime.

Chez KSOE, l’idée n’est pas nouvelle puisque l’entreprise avait investi, dès novembre 2022 par l’intermédiaire de sa maison mère HD Hyundai, 30 millions de dollars dans la startup TerraPower, fondée par Bill Gates. Désormais, les deux entreprises veulent aller plus loin et développer un réacteur nucléaire commun sur la base de la technologie de réacteurs à sels fondus développée par TerraPower.

Décarbonation du secteur maritime : l’union fait la force

Depuis peu, on constate une accélération des projets de décarbonation dans le secteur maritime international et passant en particulier par la propulsion nucléaire. L’Organisation Maritime Internationale vient d’ailleurs de valider un objectif net zéro carbone d’ici 2050. En Europe, c’est le constructeur italien Ficiantieri qui a ouvert le bal des porte-conteneurs nucléaires en s’associant à Newcleo et RINA. En Chine, c’est le chantier naval Jiangnan qui se lance dans la propulsion nucléaire grâce à son projet KUN-24A, d’une capacité de 24 000 conteneurs standards (EVP).

Mais c’est bien en Corée du Sud que la course pourrait véritablement battre son plein. Outre cet accord trouvé par KSOE, Samsung Heavy Industries s’est, de son côté, associé à Korea Hydro & Nuclear Power Corp et au dannois Seaborg Technologies pour produire son propre navire nucléaire. Enfin, Hanwha Ocean Co. (anciennement Daewoo) a également lancé dans son propre projet avec la société ThorCon.

Outre les travaux de recherche et développement avec TerraPower pour le développement de ce SMR à sels fondus, KSOE devrait participer à la mise en place à la mise en place de standards et de classifications pour l’énergie nucléaire dans le secteur maritime avec l’Agence internationale de l’énergie atomique (IAEA).

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La startup anglaise Seabound vient d’annoncer avoir réussi à capturer jusqu’à 78 % du CO₂ émis par un vieux porte conteneur lors d’une expérimentation de deux mois, et espère ainsi participer à la décarbonation du secteur maritime. Mais, derrière ce chiffre se cache un fonctionnement qui interroge. 

La startup londonienne Seabound vient d’annoncer avoir réussi une expérimentation de 2 mois, pendant laquelle elle est parvenue à réduire de près de 78 % les émissions de CO₂ d’un navire porte-conteneur de la société de transport Lomar. Pour y parvenir, la startup a créé une installation qui s’installe sur un navire sous la forme d’un retrofit. Composée de plusieurs conteneurs, l’installation se branche directement sur le système d’échappement des machines diesel du navire.

Lorsque le navire est en fonctionnement, les gaz d’échappement circulent, à température ambiante, à travers des galets d’oxyde de calcium, plus connus sous le nom de chaux vive. Cette chaux vive réagit au contact du CO₂, et capture ce dernier pour former du carbonate de calcium, autrement dit du calcaire pur. Selon la startup, ce système multiplie les avantages, puisque la chaux vive nécessaire au fonctionnement de cette solution est bon marché, et le calcaire obtenu peut être utilisé dans de nombreux secteurs comme la construction ou l’agriculture. Il peut ainsi être revendu une fois le navire à quai.

Installation-pilote de Seabound / Image : Seabound

Déplacer les émissions de CO2, plutôt que les supprimer

La solution de Seabound repose sur la réaction chimique selon laquelle du dioxyde de carbone et de l’oxyde de calcium réagissent pour donner du carbonate de calcium : CaO + CO₂ -> CaCO₃.

Or, l’oxyde de calcium, autrement dit la chaux vive, est très rare à l’état naturel. Pour en produire, il est nécessaire d’utiliser… du carbonate de calcium ! Des minéraux calcaires sont chauffés dans des fours à haute température. Lorsque la température dépasse les 900 °C, le carbonate de calcium présent dans ces minéraux se transforme en oxyde de calcium moyennant un dégagement de dioxyde de carbone : CaCO₃ -> CaO + CO₂. C’est ce qu’on appelle la calcination du calcaire.

Lit de carbonate de calcium après capture du dioxyde de carbone / Image : Seabound

En d’autres termes, la solution proposée par Seabound ne permet pas de décarboner. Elle ne semble être, au mieux, qu’un déplacement de l’endroit d’où sont générées les émissions de CO₂. Celles-ci n’ont plus lieu au niveau du navire, mais en amont, au niveau de l’usine de production d’oxyde de calcium. Dans le pire des cas, si le site de production de chaux vive n’a pas de mix énergétique décarboné, cette solution entraîne même des émissions supplémentaires de CO₂ du fait de l’énergie nécessaire pour générer la réaction de calcination. Si la société ne le précise pas, on peut imaginer que cette solution ait l’intérêt de concentrer les émissions de CO₂ en des lieux précis, à terre, ce qui permettrait de mieux les valoriser pour produire, par exemple, des carburants de synthèse.

Cette solution présente également l’avantage de capturer les sulfures, un gaz à effet de serre moins connu que le CO₂, mais tout aussi néfaste. Sur ce point, la startup annonce avoir réussi à en capturer 90 % durant cette expérimentation.

Un intérêt financier ?

L’intérêt de cette solution pourrait par ailleurs être d’ordre financier pour les entreprises de transport maritime. En effet, le prix de la chaux vive s’échangeait, fin 2023, à 164 dollars la tonne en Europe. Le carbonate de calcium, en fonction de sa pureté, coûte plus cher. En Belgique, lors du dernier trimestre de 2023, il coûtait aux alentours de 340 dollars par tonne. Ainsi, la revente du matériau obtenu grâce au système mis au point par Seabound pourrait compenser le prix de l’installation et de la maintenance du système, voire même générer un bénéfice.

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Le nucléaire peut faire de l’économie circulaire ! EDF vient d’annoncer avoir alimenté pour la première fois un réacteur nucléaire avec de l’uranium recyclé. Grâce à cette première étape, l’énergéticien espère pouvoir, à terme, réduire un peu plus les émissions de CO₂ de la production électrique française. 

Le réacteur n°2 de la centrale de Cruas-Meysse, en Ardèche, vient d’être démarré avec la première recharge d’uranium entièrement recyclé. Il s’agît d’une étape importante pour la filière de l’uranium de retraitement (URT) qui avait été suspendue entre 2013 et 2018. Pour l’heure, seuls les quatre réacteurs de la centrale de Cruas sont certifiés pour recevoir de l’uranium de recyclage enrichi (URE). Mais EDF compte sur cette première réussite pour étendre l’utilisation de ce type d’uranium à tous les réacteurs de 1300 MW d’ici 2027 (centrales de Cattenom et Paluel). Par ailleurs, l’énergéticien français espère utiliser 30% d’URT sur l’ensemble de son parc nucléaire d’ici 2030. À l’heure actuelle, 75 réacteurs utilisent déjà de l’URT à travers le monde.

Une filière qui dépend, pour le moment, de la Russie

L’uranium de retraitement est issu du recyclage des combustibles usés provenant du parc nucléaire français. Ce combustible est traité sur le site Orano La Hague, où on y récupère du plutonium, et de l’uranium recyclé, représentant respectivement 1% et 95% de la masse du combustible usé. Ainsi, seulement 4% de ce combustible nucléaire est considéré comme un déchet ultime. EDF produit, chaque année, environ 1045 tonnes d’URT.

Pour pouvoir être réutilisé, cet uranium, qui a des propriétés proches de l’uranium naturel, nécessite d’abord de subir une opération de conversion avant d’être de nouveau enrichi. Problème : la seule usine au monde à réaliser cette conversion se trouve en Russie, à l’usine Seversk de l’entreprise Tenex, filiale de Rosatom. Pour cette raison, EDF avait signé un contrat concernant la reconversion et le réenrichissement d’une partie de l’URT français avec Tenex. Ce contrat d’un montant de 600 millions d’euros devrait prendre fin en 2032. Malgré le déclenchement de la guerre en Ukraine, ce contrat a été maintenu.

Une future ligne de production en France ?

Si le recyclage de l’URT n’a pas d’impact sur l’approvisionnement français et sur le fonctionnement du parc nucléaire français, il joue un rôle essentiel pour la mise en place d’une industrie circulaire au sein de la filière nucléaire. EDF souhaite, à terme, pouvoir limiter ses besoins en combustible neuf de 25% et réduire ses émissions de CO₂ de 30% grâce à cette filière.

Compte tenu du contexte géopolitique actuel, des solutions sont étudiées pour pouvoir effectuer ces opérations de conversion en Europe. En France, les technologies nécessaires à la mise en place de ce type de ligne de production sont bien connues, une partie de l’usine George Besse II (Orano) est en effet conçue pour produire du combustible à partir d’URT. Néanmoins, cette conversion entraînerait une baisse de capacité de production de combustible neuf. D’autre part, compte tenu des fortes contraintes administratives liées à l’ouverture de sites nucléaires, l’ouverture d’une nouvelle unité de production dédiée demanderait des investissements conséquents et prendrait entre 7 et 10 ans minimum. Un partenariat avec Westinghouse est également envisagé sur ce sujet.

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Comme à son habitude, c’est sur X qu’Elon Musk a annoncé la disponibilité du Powerwall 3 sur le site de Tesla. Malgré une capacité similaire au modèle précédent, cette nouvelle génération de batterie domestique se distingue par des améliorations bienvenues… pour un tarif salé. 

Ce n’était plus un secret pour personne, mais c’est désormais officiel : le Powerwall 3 est enfin disponible, et vous pouvez même le commander sur le site officiel de Tesla. Enfin, seulement si vous résidez aux États-Unis, car pour le moment la liste des pays où le Powerwall 3 est disponible est très courte. Le Canada et le Mexique n’y ont pas le droit, et l’Europe encore moins.

Avec ce Powerwall 3, Tesla fait dans l’évolution plutôt que la révolution. On retrouve de nombreux éléments assez proches du Powerwall 2 au niveau du design et surtout une capacité de stockage équivalente de 13,5 kWh. En revanche, on a droit, avec cette nouvelle génération, à des modifications bienvenues qui font du Powerwall une station de stockage toujours plus performante.

Des améliorations bienvenues par rapport au Powerwall 2

La grosse nouveauté du Powerwall 3 tient à sa puissance continue qui s’élève à 11,5 kW contre 5 kW sur le Powerwall 2 ! Cette puissance accrue permet ainsi d’alimenter en simultané un plus grand nombre d’appareils gourmands en électricité comme un chauffe-eau, des radiateurs électriques, un four ou encore des plaques électriques. Cela le parfaitement adapté pour profiter pleinement de l’énergie solaire accumulée dans la batterie, mais surtout en cas de coupure de courant.

Ce nouveau modèle se distingue également par sa gestion intégrée de panneaux solaires. Alors qu’il fallait ajouter un inverter solaire à son installation électrique avec le Powerwall 2, l’inverter est, ici, directement intégré au Powerwall, et peut gérer jusqu’à 20 kW de panneaux photovoltaïques. Question dimensions, on perd 5 centimètres en hauteur, et surtout 14 centimètres en largeur ! En revanche, le nouveau modèle s’épaissit de 4,6 centimètres pour atteindre 19,3 centimètres (contre 14,7 pour le Powerwall 2). Le nouveau modèle est également certifié IPX7 pour la batterie et les équipements électroniques ainsi que IPX5 pour la connectique. C’est mieux que le modèle précédent qui était certifié IP67 et IP56.

Le tarif du nouveau Powerwall reste dans la continuité du précédent, mais il n’en reste pas moins élevé avec 8400$ hors taxe et hors aide de l’État (et sans l’installation), soit 622$ par kWh. À titre de comparaison, le tarif de base d’une Tesla Model 3 Grande Autonomie aux USA est actuellement de 47 490$, soit 607$/kWh. Et pour ce tarif, vous avez, en plus de la batterie, 4 roues, deux moteurs, et un volant !

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Grâce au Dragon 12, une hydrolienne hors du commun, les îles Féroé font un pas de plus vers un mix énergétique entièrement décarboné, et ce grâce aux puissants courants marins qui l’entourent. 

Elle porte le nom de Dragon 12. L’hydrolienne de 12 mètres d’envergure et 28 tonnes, signée Minesto, vient d’injecter du courant pour la première fois sur le réseau électrique des îles Féroé, cet archipel accroché au 62e parallèle. Avec sa turbine de 1,2 MW pour 3,5 mètres de diamètre, elle surclasse très largement Dragon 4, le précédent prototype qui ne dépassait pas les 100 kW de puissance. Cette nouvelle installation ne constitue qu’une première étape pour Minesto. L’entreprise suédoise compte installer, sur le site de Hestfjord, un total de 24 hydroliennes pour une puissance cumulée de 30 MW.

À terme, cette ferme hydrolienne devrait fournir presque 20% des besoins en électricité de l’archipel des îles Féroé. La mise en service de ce parc est fondamentale si l’archipel veut atteindre son ambitieux objectif de 100% d’énergies renouvelables d’ici 2030. Pour l’heure, les 55 000 habitants et leurs 80 000 moutons se reposent sur l’éolien, l’hydroélectricité.. et quatre centrales thermiques diesel.

Vue 3D du Dragon 4 et du Dragon 12 mis à l’échelle d’un conteneur / Image : Minesto

Comment fonctionne cette technologie ?

Le marché des hydroliennes se divise principalement en deux catégories : les modèles posés sur le plancher marin comme le prototype de la défunte startup française Sabella, ou les modèles qui flottent à la surface, comme le prototype O2 de l’entreprise Orbital Marine Power.

Avec son hydrolienne Dragon, l’entreprise suédoise Minesto a choisi une toute autre approche. Imaginez en train de faire du cerf-volant sur la plage, par un après-midi d’hiver. Vous constaterez que quand vous le faites tourner, celui-ci accélère et finit même par aller plus vite que le vent. C’est ce même principe que Minesto a décidé de mettre à profit pour utiliser l’énergie des courants marins. Ainsi, Dragon est, en quelque sorte, un cerf-volant bodybuildé de 28 tonnes qui vole sous l’eau au gré des courants. Grâce à un mécanisme de contrôle interne et autonome, il dessine des « huit » en continu, ce qui permet d’améliorer le rendement de sa turbine par rapport à une position fixe plus traditionnelle.

Pour l’heure, les données de production électrique n’ont pas été communiquées, mais Minesto a indiqué qu’elles étaient conformes aux prévisions pour cette première phase d’opération.

Découvrez la vidéo de Minesto célébrant la première injection de courant du Dragon 12 dans le réseau électrique :

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Pour moderniser la maintenance prédictive de ses centrales nucléaires, EDF vient de nouer un partenariat avec le géant américain Amazon. Cet accord, capital pour l’amélioration du suivi des centrales nucléaires, pose néanmoins des questions sur la souveraineté numérique française et sur d’éventuels risques d’espionnage industriel.

Non, EDF n’a pas signé un accord avec Amazon pour bénéficier de la livraison en un jour ouvré concernant les composants de ses futurs EPR2. L’énergéticien français souhaite plutôt s’attacher les compétences informatiques du géant américain, par le biais de sa filiale Amazon Web Services (AWS), moyennant un contrat de 860 millions d’euros. Avec ce contrat, EDF a pour objectif de moderniser toute une partie de son système d’information dit « de gestion ». AWS devrait permettre, grâce à l’intelligence artificielle, de numériser et de sauvegarder l’ensemble des références de pièces nécessaires à la maintenance des centrales nucléaires françaises, et ainsi mieux gérer les stocks. Cette gestion optimisée devrait faciliter les opérations de maintenance prédictive et éviter d’éventuels retards sur le redémarrage de réacteurs dans le cadre de maintenances programmées. L’optimisation de ces opérations de maintenance est d’autant plus importante que celles-ci devraient se multiplier face au prolongement de la durée de vie des réacteurs français.

Ce contrat fait partie d’un vaste plan de numérisation d’EDF, un chantier lancé par Luc Rémont lors de son arrivée à la tête du groupe en 2023. Dans ce contexte, plusieurs partenaires IT (informatiques et technologies), comme AWS, ont été choisis pour soutenir les centres de stockage et les compétences internes. Le français Outscale, filiale de Dassault Systèmes, a, par exemple, été chargé de la mise en place de jumeaux numériques pour optimiser la construction et la gestion des futurs EPR2.

Un risque d’espionnage industriel ?

Néanmoins, cette décision interroge, car confier cette mission à une entreprise étrangère peut exposer le parc nucléaire français à des risques d’espionnage ou de cybersécurité. Le ministère de l’Économie a bien essayé de se montrer rassurant en indiquant que le contrat était verrouillé dans le cadre des règles européennes. Malgré ces règles européennes, et même si ces données sont totalement indépendantes des systèmes informatiques de pilotage des centrales, la prudence est de mise. En effet, outre-atlantique, le Foreign Intelligence Surveillance Act (FISA), le Patriot Act et le CLOUD Act permettent aux autorités fédérales d’accéder aux données stockées par des entreprises américaines. Ainsi, le gouvernement américain pourrait avoir accès aux données de maintenance de l’entièreté du parc nucléaires français.

Une souveraineté numérique française à géométrie variable

D’ailleurs, depuis plusieurs années, la France durcit sa politique de souveraineté numérique, en imposant notamment à ses administrations de choisir des gestionnaires de données français ou européens. De la même manière, l’Agence nationale de la sécurité des systèmes d’informations (ANSII) a établi des règles de sécurité concernant la gestion des données. Néanmoins, ces mesures ne s’appliquent qu’aux administrations et pas aux entreprises, même si celles-ci sont publiques comme EDF.

Il semble qu’à l’heure actuelle, aucune entreprise française ne soit capable de rivaliser économiquement avec des entreprises de la taille AWS. Conscient de ce problème, Bercy a indiqué vouloir aider le cloud français à rivaliser avec ses concurrents étrangers dans le cadre de la stratégie cloud de France 2030.

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Vanté pour ses nombreuses qualités, et en particulier sa capacité à stocker le carbone, le biochar a, depuis quelques années, le vent en poupe. Porté par de nombreux projets destinés à générer des crédits carbone, il pourrait être un allié indispensable de la transition énergétique. 

1541, Amérique du Sud. Le navigateur espagnol Francisco de Orellana descend le fleuve Amazone, et rapporte dans ses cahiers la description d’une civilisation dense, à l’agriculture riche et sophistiquée. De cette description, il ne reste plus rien, si ce n’est la Terra Preta, une terre sombre à la fertilité exceptionnelle que l’on retrouve au cœur de la forêt amazonienne. Créée par l’homme durant l’époque précolombienne, cette terre tient une partie de sa richesse à sa teneur en un élément aujourd’hui de plus en plus prisé : le biochar.

Pendant longtemps oubliée, cette poudre noire est désormais obtenue grâce à la pyrolyse de la biomasse dans des fours spécialement conçus. Cette opération consiste à chauffer la matière organique à une température comprise entre 350°C et 650°C sans oxygène. Le biochar bénéficie d’un regain d’intérêt pour ses capacités qui vont au delà de la simple amélioration de la qualité d’un sol. En 2018, le GIEC l’a reconnu comme technologie d’émission négative pour son rôle de puits carbone. Une tonne de biochar peut, en effet, stocker de manière stable et durable l’équivalent de 2,5 tonnes à 3 tonnes de CO₂.

Ainsi, la combinaison de cette capacité à stocker le carbone, et à améliorer la qualité des sols a entraîné un véritable engouement pour ce matériau que certains n’hésitent pas à qualifier de « nouvel or noir ».

Le biochar possède des avantages indéniables

Au-delà des nombreux témoignages qui vantent l’impact du biochar sur la fertilité des sols, les études scientifiques sur le sujet se multiplient pour évaluer ces bienfaits et comprendre les mécanismes qui y sont associés.

En août 2023, une étude a été publiée en ce sens par l’université A&M du Texas. Celle-ci portait sur les effets d’un biochar obtenu à partir de résidus de culture de blé sur une culture de tomates. Différents paramètres ont été observés, comme la croissance des plants de tomates et le développement de leur système racinaire, ainsi que la diversité microbienne du sol. Les résultats de cette étude ont été saisissants, puisque les chercheurs ont découvert que le microbiome du sol traité bénéficiait à la fois d’un accroissement de l’activité de plusieurs microbes bénéfiques à la plante, ainsi qu’une réduction de l’activité de certains champignons pathogènes. De plus, l’activité symbiotique entre la plante et le microbiome s’est également trouvée améliorée. Si cette étude ne montre pas d’effet immédiat du biochar sur le rendement des plants de tomate, elle pose les bases d’effets sur le long terme du matériau, une fois incorporée dans le sol.

D’autres études ont également démontré la capacité du biochar à améliorer la fertilité d’un sol grâce à un rôle restructurant qui permettrait aux plantes de mieux absorber les nutriments, même dans un sol historiquement pauvre, comme c’est le cas dans la forêt amazonienne.

Un intérêt pour l’agriculture, mais pas que

Les possibles applications du biochar ne se limitent pas à l’agriculture, puisqu’il pourrait même participer à la décarbonation du béton, une aubaine quand on sait que celui-ci est responsable de 7% à 8% des émissions de CO₂ à l’échelle de la planète. Ces émissions sont principalement causées par le processus de fabrication du ciment, un liant composé de clinker : un matériau obtenu par la cuisson à très haute température (environ 1400°C) d’un mélange de calcaire et d’argile. Outre l’énergie nécessaire à la montée en température du matériau, la réaction chimique qui en résulte entraîne un dégagement de CO₂ issu du calcaire. En France, selon un rapport de CIM Béton de 2018, l’empreinte carbone du ciment se situe aux alentours 624 kg eq CO₂/t.

Que vient faire le biochar dans cette histoire ? Il vient tout simplement équilibrer le bilan carbone du ciment en étant ajouté à la formulation de celui-ci. En France, le cimentier Vicat a réussi à créer un nouveau liant, appelé Carat, qui a la particularité d’avoir une empreinte carbone de -15 kg eq CO₂/t. En d’autres termes : il stocke du carbone !

L’impulsion des crédits carbone

Pour l’heure, le biochar est encore peu utilisé car il a un (très) gros défaut : il coûte cher. En Europe, la tonne de ce matériau se négocie généralement entre 600 euros et 800 euros. Or, la quantité requise pour un usage agricole est de l’ordre de plusieurs tonnes par hectare, un coût financier trop élevé pour un grand nombre de culture.

Mais cela pourrait bientôt changer, car sa capacité à stocker du carbone est de plus en plus mise à profit pour générer des crédits carbone. C’est, par exemple, ce que propose la startup française NetZero, qui a ouvert deux usines de production de biochar, dont la première se situe en Afrique et la deuxième en Amérique du Sud. Le biochar obtenu, particulièrement efficace pour des sols tropicaux, est revendu aux agriculteurs locaux.

En France, la société Carbonloop promeut la décarbonation énergétique des sites industriels avec la mise en œuvre d’une solution de pyrolyse de biomasse permettant de produire de la chaleur, de l’électricité ainsi que du biochar qui pourra ensuite être revendu.

Désormais, il reste à la filière de trouver un équilibre économique permettant de rendre le tarif du biochar abordable grâce à la vente de crédits carbone.

Le biochar, un produit à utiliser avec parcimonie

Malgré cette dynamique encourageante, le biochar doit faire l’objet d’une production mesurée, comme toutes les technologies résultant de la biomasse. Car si son bilan carbone est positif avec des résidus de culture, il devient mauvais dès lors qu’il est produit à partir de forêts anciennes ou de forêts primaires. D’autre part, une production trop intensive pourrait entraîner des conflits d’usage en limitant la disponibilité de matières premières pour la construction bois ou encore la biomasse.

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L’entreprise américaine Type One Energy va convertir une ancienne centrale à charbon pour y implanter son prototype de réacteur à fusion nucléaire de type stellarator. Moins connu que le tokamak, ce type de réacteur a pourtant des avantages qui en font un sérieux candidat à la production d’électricité commerciale à partir de la fusion nucléaire. 

Après plus de cinquante ans à produire de l’électricité à partir de charbon en plein cœur du Tennessee, la centrale thermique de Bull Run, d’une puissance de 825 MW, pourrait bien retrouver une seconde jeunesse. Propriété de la TVA (Tennessee Valley Authority, et non Time Variance Authority), celle-ci pourrait, en effet, accueillir Infinity One, un prototype de réacteur à fusion nucléaire stellarator mis au point par l’entreprise Type One Energy.

Pour l’heure, très peu de données techniques ont été divulguées par Type One Energy sur son prototype de réacteur. On sait tout de même que les travaux pourraient démarrer dès 2025, sous réserve de l’obtention de toutes les autorisations environnementales et administratives nécessaires à la mise en œuvre du prototype.

Une potentielle alternative aux tokamaks

S’il a le même objectif que les réacteurs de recherche de type tokamak comme le JET, au Royaume Uni, ou le projet ITER, actuellement en cours de construction dans le sud de la France, le prototype Infinity One se distingue par une conception différente appelée Stellarator.

Tokamak et stellarator reposent sur un principe similaire : confiner un plasma (état de la matière dans lequel les noyaux des atomes sont débarrassés d’une partie de leurs électrons) grâce à un champ magnétique pour y réaliser une réaction de fusion nucléaire. Cependant, les deux réacteurs diffèrent de par leur conception. Avec un tokamak, ce confinement magnétique est obtenu en faisant passer un courant électrique à travers le plasma lui-même, ce qui peut engendrer des instabilités et limiter la durée pendant laquelle le plasma peut-être maintenu de manière stable.

Le prototype de Stellarator Wendelstein 7-X lors de sa construction en Allemagne / Image : Max-Planck-Institut für Plasmaphysik

Mis au point par l’astrophysicien américain Lyman Spitzer en 1950, le stellarator repose sur le positionnement très spécifique d’aimants tout au long du réacteurs qui permet d’obtenir un champ magnétique hélicoïdal. Grâce à cela, il n’est alors pas nécessaire de faire passer un courant électrique dans le plasma pour le confiner. En théorie, le stellarator permet d’obtenir des plasmas beaucoup plus stables et d’éviter le phénomène de disruption, un évènement très redouté lors des expérimentations des tokamaks qui a pour conséquence de dégrader très fortement la paroi interne de ce dernier.

Un réacteur plus complexe encore qu’un tokamak

À l’heure actuelle, le stellarator possède tout de même deux inconvénients qui expliquent qu’ils soient moins communs que les tokamaks : tout d’abord, il est moins adapté que ces derniers pour faire monter le plasma en température. Mais surtout, il est beaucoup plus complexe à construire. En conséquence, on ne trouve qu’une dizaine de Stellarator en fonctionnement dans le monde, contre une soixantaine de tokamaks. C’est en Allemagne qu’on trouve le prototype le plus abouti. Nommé Wendelstein 7-X, ce réacteur Stellarator a pour mission de démontrer l’intérêt de ce type de conception pour de la production d’électricité commerciale à partir de la fusion nucléaire. Enfin, plutôt que le confinement magnétique des tokamak et des stellarator, certains laboratoires misent plutôt sur l’utilisation de lasers pour obtenir une réaction de fusion nucléaire.

Si la fusion nucléaire continue de susciter de vifs espoirs, cette technologie reste encore extrêmement lointaine. À titre d’exemple, l’ITER, plus grand prototype de réacteur de fusion jamais construit, ne devrait pas être utilisé à pleine puissance avant 2035.

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