Si le nucléaire est encore loin de faire l’unanimité, force est de constater que l’opinion publique se rabiboche progressivement à sa cause. En Europe comme aux États-Unis, les populations reconsidèrent le nucléaire, face à l’enjeu du réchauffement climatique, de la souveraineté et de la décarbonation de nos moyens de production d’électricité.

Comme chaque année depuis 40 ans, le cabinet Bisconti Research Inc. réalise une enquête d’opinion portant sur le thème de l’énergie nucléaire aux États-Unis. Selon cette enquête annuelle, pour la quatrième année consécutive, le nucléaire bat des records d’opinion favorable avec près de 77 % des Américains en faveur de l’utilisation de l’énergie nucléaire pour produire de l’électricité dans le pays. D’une manière plus générale, on constate que, malgré des baisses d’opinions ponctuelles, en particulier entre 2011 et 2020, la population américaine s’est peu à peu tournée du côté de l’énergie atomique au fil des décennies. À l’époque du premier sondage, en 1983, on comptait plus d’opposants au nucléaire (49 %) que de personnes favorables (46 %). Outre ces chiffres, le rapport indique que 88 % des personnes interrogées sont favorables au prolongement de la licence des réacteurs actuels respectant les normes de sécurité, et 71 % sont pour la construction de nouveaux réacteurs.

Outre cette hausse progressive au cours des 40 dernières années, on constate surtout une très forte hausse entre 2020 et 2021. Depuis, l’opinion est plutôt stable.

La France affiche une tendance similaire

En France, la tendance sur les dernières années est assez proche de celle des États-Unis. Selon un sondage commandé par l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN) en 2022, l’opinion favorable est passée de 26 % à 46 % en l’espace de 4 ans, entre 2018 et 2022. À l’inverse, le pourcentage d’opposants a chuté, passant de 27 % à seulement 12 % sur la même période, tandis que la part des personnes hésitantes a peu diminué. Selon les données de l’ASN, on note d’ailleurs que les riverains des centrales nucléaires ont globalement un avis plus favorable sur le nucléaire que la population générale. Les chiffres affichés par l’ASN sont assez proches de ceux obtenus par l’Ifop, dans une enquête d’opinion réalisée pour le compte du Journal du Dimanche. Dans cette enquête, on peut lire que le nucléaire connaît 75 % d’opinion favorable en France. 65 % des Français seraient d’ailleurs favorables à la construction de nouveaux réacteurs.

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Pourquoi cette augmentation du prix du gaz ?

L’une des raisons principales de cette augmentation est l’application des nouveaux tarifs de distribution de gaz naturel (ATRD 7). La CRE indique que ce changement représente 55 % de l’augmentation. En effet, les coûts liés à l’acheminement du gaz jusqu’aux consommateurs ont augmenté, et ces coûts sont répercutés sur les factures des ménages. Ces coûts comprennent l’entretien et la modernisation des infrastructures nécessaires pour assurer une distribution efficace du gaz. Une autre raison majeure est l’augmentation des prix du gaz naturel sur les marchés de gros ces dernières semaines. Cela contribue à 37 % de l’augmentation des prix de détail.

Les fluctuations des prix sont influencées par des facteurs tels que les tensions géopolitiques, la demande mondiale et l’offre disponible. En conséquence, les fournisseurs d’énergie doivent répercuter ces coûts supplémentaires sur les consommateurs finaux. Enfin, une légère hausse de la composante CEE (Certificats d’Économie d’Énergie) entre juillet 2023 et juillet 2024 représente 6 % de l’augmentation totale. Les CEE sont des certificats délivrés par les pouvoirs publics en contrepartie de travaux d’économie d’énergie réalisés. Bien que cette mesure vise à promouvoir l’efficacité énergétique, elle se traduit également par une augmentation des coûts pour les consommateurs.

Limiter la hausse des prix en adoptant quelques réflexes

Pour atténuer l’impact de cette hausse, il est essentiel de comparer les offres des différents fournisseurs de gaz. Le Médiateur de l’Énergie propose un prix repère du gaz, actuellement fixé à 1537 euros pour une consommation moyenne de 14 mégawattheures. Ce prix repère permet de vérifier si les offres des fournisseurs sont compétitives. Par exemple, des fournisseurs comme OHM Énergie, Total Énergie et Happ-e offrent des tarifs inférieurs à ce prix repère, même après l’augmentation de 11,7 %. Une autre stratégie consiste à souscrire à une offre à prix fixe. Ces contrats garantissent un tarif inchangé pendant toute la durée de l’engagement, qu’il soit d’un, deux ou trois ans. Cela permet de se protéger contre les fluctuations du marché et d’assurer une stabilité des coûts.

Toutefois, il est important de lire attentivement les conditions de ces contrats, car certains fournisseurs ne garantissent un prix fixe que pour le coût du kilowattheure, laissant la possibilité d’augmenter le prix de l’abonnement. Pour bénéficier des meilleures offres et éviter l’augmentation des prix, il est impératif d’agir rapidement. Les consommateurs ont encore quelques jours pour souscrire à des offres avantageuses avant l’entrée en vigueur de la hausse le 1er juillet. En prenant des mesures proactives, les ménages peuvent éviter une augmentation significative de leurs factures de gaz et protéger leur budget.

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Une situation rarissime vient de se produire en Équateur. Pendant plusieurs heures, une panne générale d’électricité a touché l’ensemble du pays. Un black-out généralisé causé par un manque d’investissement dans le réseau, selon le gouvernement.

Une panne généralisée d’électricité

L’Équateur fait face à une crise énergétique majeure. Dernier exemple : une panne d’électricité nationale vient de se produire le mercredi 19 juin 2024. À 15h17, une défaillance de la ligne de transmission Milagro Zhoray a entraîné un black-out généralisé. Cette panne a duré trois heures avant que le courant ne soit rétabli à 95 % à l’échelle nationale, selon Roberto Luque, ministre de l’Énergie.

Le gouvernement pointe du doigt le manque d’investissement dans les infrastructures électriques, un problème accumulé sur plusieurs années. Les systèmes de production, de transmission et de distribution sont vétustes. De fait, cette situation augmente la vulnérabilité du réseau national. Néanmoins, cette situation n’est pas nouvelle. En effet, en avril dernier, des coupures programmées ont déjà eu lieu en raison d’une sécheresse prolongée et de la dégradation des infrastructures hydroélectriques.

Des conséquences sur la vie quotidienne

Le black-out a provoqué des scènes de désordre à travers tout le pays. Par exemple, à Quito, la capitale, des milliers de passagers ont dû être évacués des métros paralysés. Par ailleurs, les feux de signalisation étant hors service, la circulation est devenue chaotique, nécessitant l’intervention urgente des agents municipaux pour prévenir les accidents. Dans la grande ville portuaire de Guayaquil, la panne a entraîné des arrêts d’ascenseurs, piégeant des personnes dans les bâtiments.

L’entreprise de gestion de l’eau appelle la population à faire des réserves d’eau potable, soulignant l’interconnexion des services publics avec le réseau électrique. À Cuenca, le tramway s’est également arrêté, accentuant les perturbations dans la ville. Enfin, ce black-out met en lumière les défis énergétiques majeurs auxquels l’Équateur reste confronté. Le gouvernement se voit désormais dans l’obligation de redoubler d’efforts pour moderniser les infrastructures électriques et éviter d’autres black-out.

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Un secteur nucléaire largement financé par le contribuable

Le rapport, intitulé « Fission for Funds – The Financing of Nuclear Power Plants », révèle que la viabilité économique des centrales nucléaires repose largement sur l’intervention gouvernementale pour atténuer les risques d’investissement. Selon Jens Weibezahn, presque tous les modèles financiers des projets nucléaires actuels s’appuient sur une forme de soutien public. Cette situation crée une charge financière importante pour les contribuables et les consommateurs, qui sont souvent les principaux porteurs des risques économiques associés.

Roger Spautz, chargé de campagne nucléaire à Greenpeace Luxembourg, a déclaré que « l’énergie nucléaire est un véritable trou noir pour les contribuables. Les coûts initiaux, les retards de construction et les plans de sauvetage économiques rendent le nucléaire extrêmement coûteux pour les finances publiques et entravent les actions climatiques concrètes. » Les coûts élevés de construction et de maintenance, combinés aux dépassements de budgets et aux retards fréquents, rendent les nouveaux projets nucléaires peu attrayants pour les investisseurs privés.

Quel avenir pour les énergies fossiles ?

Le rapport met également en lumière les obstacles auxquels sont confrontés les nouveaux projets nucléaires, en particulier en Europe. Alors que la majorité des économies mondiales se tournent vers les énergies renouvelables pour atteindre les objectifs de zéro émission nette, plusieurs pays européens, dont la France, les Pays-Bas, la Pologne, la Suède, la Slovaquie, la Slovénie et la République Tchèque, continuent de miser sur le nucléaire, malgré les défis financiers et d’entretien importants.

Au cours des vingt dernières années, la Banque Européenne d’Investissement (BEI) a investi 845 millions d’euros dans des activités liées à l’énergie nucléaire. Toutefois, de nombreuses incertitudes demeurent quant à la viabilité économique des nouveaux petits réacteurs modulaires (PRM), sans oublier les préoccupations liées à la sécurité et à la gestion des déchets radioactifs. Greenpeace exhorte les ministres des finances de l’UE à s’opposer à tout financement supplémentaire de l’énergie nucléaire, y compris les PRM.

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Prévu par la loi Industrie Verte du 23 octobre 2023 comme outil pour améliorer le financement de la transition écologique, le plan d’épargne avenir climat vient de voir le jour. À qui s’adresse-t-il et à quoi va-t-il servir ?

La loi relative à l’industrie verte adoptée en octobre 2023 vise à faire de la France un pays leader en matière d’industrie et de technologies « vertes », afin de répondre aux enjeux environnementaux. Un des volets de cette loi porte sur le financement de la transition écologique. À ce sujet, l’État souhaite mobiliser l’épargne privée.

Un nouveau livret d’épargne écologique pour les jeunes

À cette occasion, un nouveau produit d’épargne a été mis en place : le Plan d’épargne avenir climat (PEAC). Une série de trois décrets visant à la mise en œuvre de ce PEAC a été publiée le 15 juin 2024. Ce produit d’épargne remplace pour les parents la possibilité d’ouvrir un plan d’épargne retraite (PER) individuel pour leurs enfants, supprimée par la loi de finances pour 2024.

Réservé exclusivement aux jeunes de moins de 21 ans résidant en France, le nouveau produit d’épargne est bloqué au minimum 5 ans et jusqu’à la majorité des enfants. Avant la majorité du titulaire du compte, il n’est possible de récupérer les fonds qu’en cas d’invalidité du titulaire ou de décès de l’un de ses parents. Lorsque le titulaire atteint 18 ans et que le compte a été ouvert depuis plus de 5 ans, plus aucun versement n’est possible sur le compte qui est ensuite clôturé lorsque son titulaire atteint l’âge de 30 ans. Le montant maximal des versements est limité à 22 950 euros depuis l’ouverture du plan.

En pratique, la mise en œuvre de cette épargne sera possible dès le 1ᵉʳ juillet et un seul plan pourra être ouvert par personne physique. On ne connait pas le taux de rémunération de ce nouveau produit d’épargne puisqu’il n’est pas fixé par les pouvoirs publics. L’an dernier, le ministre de l’Économie Bruno Le Maire avait indiqué qu’il serait supérieur à celui du livret A (qui est à 3 % actuellement). En réalité, le taux dépendra des stratégies d’investissement des fonds par les banques. À noter que cette épargne bénéficie de conditions fiscales avantageuses : pas d’impôt ni de cotisation.

Des fonds pour investir dans l’industrie et les technologies vertes

À quoi serviront les fonds collectés grâce à ce nouvel outil d’épargne ? Selon l’article L221-34-3 du Code monétaire et financier, les versements « sont affectés à l’acquisition des titres financiers qui contribuent au financement de la transition écologique et d’instruments financiers bénéficiant d’un faible niveau d’exposition aux risques ». Il s’agit donc de flécher l’épargne vers les projets liés à la transition écologique, sur le principe.

Les organismes qui délivrent le PEAC auront ainsi l’obligation d’investir l’argent sur des fonds qui bénéficient du label ISR (investissement socialement responsable) ou du label Greenfin France finance verte. Cela permet d’avoir la certitude que l’argent de l’épargne bénéficie effectivement à la transition écologique. À terme, lorsque le produit d’épargne atteindra son plein potentiel, l’État espère collecter un milliard d’euros par an. Cela permettra de financer divers projets, allant de l’isolation thermique des logements à la construction de parcs solaires et éoliens en passant par le développement de la biomasse, de l’électrification des transports et même du nucléaire. L’atome est en effet intégré au label Greenfin depuis janvier 2024.

À noter que contrairement au Livret A, le PEAC ne garantit pas le capital à 100 % puisqu’il comporte une part de risque. Toutefois, à mesure que la majorité du titulaire se rapproche, l’argent sera placé sur des fonds de plus en plus sûrs, afin d’augmenter les chances de recouvrer la totalité du capital lorsque le titulaire aura atteint ses 18 ans.

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La transition énergétique allemande prévoit de vastes projets d’interconnexion pour répartir sa production d’énergies renouvelables intermittentes. Or, ces projets ont du mal à passer. Dernier exemple, la Suède. On vous explique pourquoi.

À l’origine, un vaste projet, nommé Hansa PowerBridge. Il désignait une ligne électrique de 300 km qui devait relier l’Allemagne et la Suède au travers de la mer Baltique. Le projet a été promu notamment par 50Hertz, l’un des quatre opérateurs réseau d’Allemagne, issu de l’énergéticien Vattenfall et responsable de l’exploitation du réseau électrique dans l’est du pays.

Le Hansa PowerBridge avait pour objectif d’aider à stabiliser les prix de l’électricité en Allemagne. Outre-Rhin, en effet, les prix sont très variables, du fait de deux facteurs, notamment. En premier lieu, une forte dépendance au prix du gaz, dont nous avons pu observer en direct les conséquences lors de l’envolée de ces derniers à la suite des sanctions prises par l’Union européenne sur le gaz russe. En second lieu, la variabilité de la production des énergies renouvelables, qui conduit à des chutes du prix de l’électricité lorsque les moyens intermittents produisent au même moment. L’idée qui soutenait le projet était de pouvoir compter sur le marché suédois pour stabiliser les prix du réseau allemand.

La technologie envisagée était le HVDC, pour « High Voltage Direct Current », soit en français « courant continu haute tension », technologie permettant d’assurer de pertes faibles de transmission sur la longue distance prévue pour l’interconnexion. La capacité de la ligne était de 700 MW. Le coût, de l’ordre de 600 millions d’euros, était réparti à 50 % / 50 % entre 50Hertz et Svenska Kraftnät, le gestionnaire suédois du réseau.

Le gouvernement suédois ferme la porte au projet

Dans un communiqué de presse (en suédois) du 14 juin 2024, le gouvernement de Suède déclare avoir décidé de ne pas autoriser le lancement de projet de connexion entre l’Allemagne et la Suède. La raison principale avancée par le gouvernement suédois est l’inadéquation entre les systèmes de production électrique allemands et suédois. Tout d’abord est mis en avant le fait que le projet conduira à connecter le nord de l’Allemagne au sud de la Suède, et que ce dernier est aujourd’hui peu doté en infrastructures de production d’électricité. Ensuite est évoqué le fait que le marché de l’électricité en Allemagne ne « fonctionne pas de manière efficace ». Cette tournure de phrase désigne bien sûr les fortes variations de prix, oscillant entre les prix positifs très élevés et les prix négatifs.

Les craintes de Stockholm résident dans le fait que le marché allemand pourrait participer à la perturbation du marché suédois, conduisant à augmenter les prix locaux. Ebba Busch, ministre de l’Énergie et l’industrie, a ainsi déclaré : « La Suède a besoin de conditions prévisibles pour construire des réseaux de production et de distribution d’électricité qui favorisent un système électrique offrant des prix compétitifs. ». Le communiqué indique que les acteurs de l’énergie en Suède n’ont pas identifié de besoin qui justifierait cette interconnexion. Il ajoute que le sud de la Suède est déjà une des régions d’Europe ayant le plus d’interconnexions avec d’autres régions d’Europe.

La grande difficulté des interconnexions allemandes

Rappelons qu’en mars 2023, le gouvernement de Norvège avait, lui aussi, refusé d’autoriser une telle interconnexion avec l’Allemagne. Cela montre la difficulté que rencontre l’Allemagne avec son Energiwende, c’est-à-dire son modèle de transition énergétique. Ce modèle conduit à des comportements erratiques des prix de l’électricité, et une grande difficulté dans l’équilibrage des capacités de production.

Si une possible solution pour l’Allemagne réside dans l’interconnexion avec les pays voisins, les exemples de la Norvège et de la Suède démontrent que du point de vue de ces mêmes voisins, cela ressemble plus à une « exportation des problèmes » allemands, plutôt qu’à une solution. Et ces problèmes ne vont faire que s’amplifier avec les très vastes projets d’éolien offshore dans la mer du Nord, en l’absence de systèmes de stockage de très grande ampleur associés.

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Si l’agrivoltaïque apparaît peu à peu comme une solution pertinente pour accélérer le déploiement d’installations photovoltaïques sans conflit avec l’agriculture, l’INRAE réalise un important travail de recherche pour mesurer son impact sur la production agricole. Récemment, l’institut s’est penché sur la cohabitation entre photovoltaïque et production fourragère, et les résultats sont plutôt encourageants. 

L’agrivoltaïque est-il réellement une bénédiction pour l’agriculture ? Si le sujet fait débat, les études et les retours d’expérience montrant l’intérêt de cette technologie se multiplient. Lors d’une conférence internationale sur le sujet, les développeurs Baywa r.e et Valorem ont dévoilé les premiers résultats de deux études menées avec l’Institut national de recherche pour l’agriculture, l’alimentation et l’environnement (INRAE). Ces deux études, portant sur l’impact de l’agrivoltaïsme sur la production fourragère, ont été menées sur trois parcs répartis dans le sud-ouest méditerranéen, la Bourgogne ainsi que la Dordogne. Après 18 mois de suivi, les premiers résultats sont plutôt encourageants.

En été, la température sous les panneaux est descendue de 3 à 4 °C pour les deux parcs de Baywa r.e. avec une hausse de l’humidité du sol de 11 %. Pour le parc de Valorem (Dordogne), la température du sol était, en moyenne, inférieure de 4,8 °C avec une humidité supérieure par rapport à la zone témoin. Une légère perte de rendement a été observée à la fin du printemps, mais celle-ci se rééquilibre pendant l’été. Surtout, dans l’ensemble des parcs, les chercheurs ont observé une hausse de la qualité du fourrage avec une plus grande proportion d’azote et de minéraux. De ce fait, le fourrage obtenu est plus digeste pour le bétail. En termes de production de biomasse, il a été observé une hausse de globale de l’ordre de 30 % sur les parcelles équipées de panneaux solaires, ce qui est considérable. Désormais, les équipes de Baywa r.e., de Valorem et de l’INRAE vont devoir consolider ces résultats avec d’autres cycles de production.

L’énergie solaire au service de l’agriculture, et pas l’inverse

Si ces études tendent à montrer que la cohabitation entre l’énergie solaire et l’agriculture est possible, le ratio de la surface couverte par hectare devra faire l’objet d’une attention particulière pour que les installations photovoltaïques restent bénéfiques pour les plantations qu’elles surplombent. Ces deux études symbolisent à elles seules l’importance de cette notion de ratio. En effet, dans les deux cas, il est indiqué que les zones bénéficiant des meilleurs rendements ne se trouvent pas sous les panneaux, mais à proximité (zone intermédiaire). Ainsi, une trop forte concentration de panneaux solaires pourrait avoir comme conséquence de faire chuter le rendement, et de le rendre inférieur à une parcelle non recouverte. Cet équilibre est d’ailleurs, désormais, encadré par la loi. Un récent décret stipule qu’une parcelle agricole ne peut être recouverte à plus de 40 % par des installations photovoltaïques, et la perte de rendement associée ne peut être supérieure à 10 %.

Vers des installations photovoltaïques mobiles ?

Force est de constater que les besoins des cultures sont différents au fil des saisons. Dans ce contexte, certains développeurs ont mis au point des systèmes entièrement pilotables, permettant de modifier l’inclinaison des panneaux en fonction des besoins des cultures abritées sous la structure. Si cette solution nuit à la production électrique, elle a l’avantage d’avoir un rôle positif sur les plantations tout au long de l’année. Au printemps, un maximum de lumière est laissé pour permettre la croissance des plants, tandis qu’en été, de l’ombrage est apporté pour limiter l’évaporation et les hausses de températures. Les panneaux permettent également de protéger les plantes des intempéries, et même du gel en hiver.

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Le 9 juin dernier, Emmanuel Macron a surpris les Français en annonçant la dissolution de l’Assemblée nationale, entraînant des élections législatives anticipées prévues pour les 30 juin et 7 juillet. En tête des sondages se trouvent le Rassemblement national (RN) et le Nouveau Front populaire (NFP), qui ont tous deux placé l’énergie au cœur de leur campagne. Chacun propose des mesures destinées à réduire les coûts pour les ménages, dans un contexte où le pouvoir d’achat est une préoccupation majeure. Cependant, les propositions de chaque camp diffèrent nettement, reflétant leurs visions opposées sur le futur mix énergétique de la France. Les initiatives de la gauche rencontrent certaines difficultés, tandis que les promesses du parti d’extrême droite soulèvent des doutes quant à leur crédibilité, certaines semblant même être dénuées de fondement.

La continuité du programme pour le parti Renaissance

Le camp présidentiel préconise une approche de continuité, mais avec une expansion des réacteurs. Déjà engagé dans la commande de 6 nouveaux réacteurs EPR d’ici 2050, il envisage également la construction de 8 réacteurs supplémentaires par la suite. Ludovic Dupin, directeur de l’information de la société française d’énergie nucléaire, a souligné sur BFM TV l’engagement à long terme que cela représente, impliquant des décennies de formation et d’investissements.

Ces projets d’envergure montrent une volonté de renforcer la place du nucléaire dans l’avenir énergétique de la France, malgré leur complexité et leur coût élevé. Ce choix stratégique illustre une politique de renforcement des infrastructures énergétiques nationales pour les années à venir.

RN : un programme nucléaire irréaliste selon les experts

L’idée de transformer la France en un « paradis énergétique » dominé par le nucléaire et réduit en énergies renouvelables est au cœur du programme énergétique du Rassemblement national. Le projet du RN qui propose la mise en service de 20 réacteurs d’ici 2050, avec une mise en service de certains avant 2031, suscite l’inquiétude. Déjà évoqué lors de la campagne présidentielle de Marine Le Pen en 2022, il semble toutefois relever plus du vœu pieux pour les experts. Leurs analyses prévoient un avenir énergétique marqué par des pénuries et une instabilité des prix de l’électricité.

Nicolas Goldberg, expert énergie chez « Colombus Consulting », interrogé par BFM TV critique cette ambition comme étant irréaliste : « Ce n’est pas possible en fait. Ils auraient pu dire 30 ou 40 tant qu’on y est. EDF annonce déjà que pour lancer les 6 ça va prendre du temps. Donc dire qu’il y aura des nouveaux EPR en service dès 2031, c’est faire porter au nucléaire une promesse intenable. »

Le Nouveau Front populaire : des divergences sur le nucléaire

Le débat sur l’énergie nucléaire continue de diviser profondément les partis de gauche en France. Ce désaccord s’est clairement manifesté lors de la récente présentation du programme commun par le « Nouveau Front populaire », où la question du nucléaire a été délibérément évitée pour maintenir une façade d’unité. Le nouveau Front Populaire laisse la question du nucléaire à débattre directement à l’Assemblée, sans prendre de position claire. Lors de la présentation du programme commun des gauches, Manuel Bompard de La France Insoumise a souligné que bien que le sujet du nucléaire reste sensible et clivant, il a été omis pour éviter d’exacerber les tensions internes.

Le « Nouveau Front populaire » promet une « loi énergie climat » pour planifier écologiquement l’avenir, mais esquive toute mention concrète du rôle du nucléaire, malgré son importance dans le mix énergétique actuel de la France. Cette absence de position claire pourrait conduire à des débats houleux à l’Assemblée nationale, où chaque parti défendra ses perspectives, potentiellement paralysant des initiatives énergétiques urgentes. Toutefois, la majorité s’accorde sur le fait qu’une réduction des capacités nucléaires actuelles serait préjudiciable pour les émissions de CO2 du pays.

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Le Sénégal entend développer ses ressources pétrolières

Le Sénégal a découvert ses premières réserves de pétrole en 2014 dans les blocs offshore de Sangomar, situés à environ 100 kilomètres au sud de Dakar. Ces découvertes ont été faites par la société Cairn Energy, en partenariat avec Woodside Energy et FAR Limited. Les estimations initiales indiquaient des réserves d’environ 560 millions de barils de pétrole récupérables, ce qui a suscité un grand intérêt parmi les investisseurs et les acteurs du secteur énergétique mondial.

Le développement de ces ressources a été orchestré par un consortium dirigé par Woodside Energy, avec une phase de développement accéléré visant à mettre en production les premiers barils d’ici 2024. Le projet Sangomar, qui représente un investissement de plusieurs milliards de dollars, comprend la construction d’infrastructures offshore avancées, y compris des plateformes de production et des unités de stockage flottantes. Ces installations permettront au Sénégal de maximiser ses rendements pétroliers tout en minimisant les impacts environnementaux.

Vers une indépendance grâce aux ressources ?

L’impact économique de la production pétrolière au Sénégal est potentiellement immense. Avec une production initiale prévue de 100 000 barils par jour, le pays pourrait générer des revenus substantiels qui seront réinvestis dans divers secteurs économiques. Le gouvernement sénégalais a mis en place des stratégies pour s’assurer que les revenus pétroliers bénéficient directement à la population, notamment à travers des investissements dans les infrastructures, l’éducation, et la santé. En outre, la production pétrolière devrait créer des milliers d’emplois, tant directs qu’indirects, offrant ainsi des opportunités de formation et de développement pour la main-d’œuvre locale.

Les entreprises locales seront également sollicitées pour fournir divers services et produits nécessaires au développement des infrastructures pétrolières, ce qui stimulera l’économie nationale. Le Sénégal a adopté une approche proactive pour éviter la malédiction des ressources qui a affecté d’autres pays africains. Le gouvernement a établi un cadre réglementaire rigoureux pour gérer les revenus pétroliers, en mettant l’accent sur la transparence et la responsabilité. Des initiatives telles que la création du Fonds de Stabilisation des Revenus Pétroliers et Gaziers visent à protéger l’économie contre les fluctuations des prix du pétrole et à garantir une gestion prudente des ressources naturelles.

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Des éoliennes encore plus verte grâce à de nouvelles fondations

Hoffmann Green Cement Technologies utilise un procédé qui remplace le clinker, principal composant du ciment conventionnel et responsable de grandes quantités de CO2, par des liants alternatifs. Ce procédé a permis de réduire les émissions de CO2 de 33 tonnes, soit une réduction de 32 % comparée au béton traditionnel. L’adoption de ce béton décarboné n’a pas requis de modifications significatives dans les méthodes de construction, rendant son intégration plus aisée et prometteuse pour une application à grande échelle.

Le parc éolien de La Plaine des Moulins se compose de cinq éoliennes de 180 mètres de hauteur, avec une puissance totale installée de 18 MW. La production annuelle estimée de ce parc est de 42 GWh d’électricité verte, couvrant ainsi 18,6 % des besoins en électricité de la communauté de communes du Haut Poitou. La mise en service de ce parc est prévue pour début 2025.

Une initiative inédite portée par une entreprise française

L’utilisation du béton décarboné pour les fondations des éoliennes présente plusieurs avantages. En premier lieu, elle réduit de manière significative l’empreinte carbone des structures éoliennes. Comme l’a indiqué Baptiste Walyn, directeur de Valrea, cette initiative démontre que l’innovation technologique peut conduire à des réductions importantes des émissions de CO2 sans compromettre les performances structurelles. Les co-fondateurs de Hoffmann Green, Julien Blanchard et David Hoffmann, ont souligné que cette réalisation confirme leur position de leader sur le marché de l’éolien tout en contribuant activement à la transition écologique.

En plus des bénéfices environnementaux, le béton décarboné offre des avantages économiques. Il peut attirer des investissements verts et bénéficier de diverses incitations réglementaires favorables à l’environnement. Cette solution répond également aux attentes croissantes des investisseurs en matière de durabilité, augmentant ainsi son attractivité sur le marché.

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L’autoconsommation solaire s’est démocratisée ces dernières années, avec des prix en baisse et des solutions diversifiées proposées par les fabricants. Et pour que le plus grand nombre d’utilisateurs puisse s’équiper, Oscaro Power a lancé une solution de financement en partenariat avec un organisme de crédit.

La flambée des prix de l’énergie, les débats autour de la souveraineté énergétique et la baisse de prix du matériel photovoltaïque ont incité de nombreux consommateurs à sauter le pas vers l’autoconsommation solaire. Longtemps réservés aux connaisseurs, les panneaux solaires sont désormais accessibles à tous. Le marché foisonne de solutions adaptées à tous les budgets, notamment avec l’apparition des kits plug and play qui se branchent facilement sur une prise domestique.

Le consommateur n’a plus qu’à faire son choix parmi les nombreux fabricants proposant des stations solaires. Parmi eux, Oscaro Power entend permettre à tous ceux qui le souhaitent de s’équiper. L’entreprise française de vente en ligne de produits solaires proposait déjà un paiement en trois ou quatre fois sans frais, à partir de 50 euros d’achat, avec l’entreprise partenaire Alma.

Payer sa centrale solaire sur 5 ans, est-ce rentable ?

Dorénavant, Oscaro Power va plus loin en proposant à ses clients de financer leur achat solaire grâce à un crédit leur permettant d’étaler leur investissement de 10 à 60 mensualités (soit 5 ans). Ouvert à partir de 300 euros d’achat, ce mode de financement est proposé en association avec l’organisme de crédit Younited. Par exemple, pour un kit composé de 7 panneaux de 735 Wc, soit une centrale totalisant 3 045 Wc, le montant s’élève à 2 551 euros comptant et à 3 049 avec un crédit étalé sur 60 mois. Dans ce cas, les mensualités s’élèvent à 50,82 euros. À condition d’optimiser parfaitement son autoconsommation, il est possible d’amortir le montant des mensualités à travers les économies réalisées sur la facture d’électricité.

En effet, une centrale de 3 kWc peut produire autour de 4 000 kWh annuellement dans la moitié sud de la France. Cela représente environ 800 euros d’électricité (à 0,20 euro le kWh), soit une moyenne de 66,7 euros économisés mensuellement. De quoi couvrir la cinquantaine d’euros de crédit. Si le montant du crédit alourdit la facture finale du kit solaire et retarde le retour sur investissement, il peut être une solution pour les clients qui ne disposent pas de fonds suffisants pour s’acquitter du prix de l’installation immédiatement ou en 4 fois sans frais. Toutefois, s’agissant d’un crédit, ce n’est pas un engagement anodin et il est important d’être en mesure de le rembourser. D’ailleurs, comme tout crédit, son obtention nécessite que le dossier du client soit accepté par Younited.

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Pour économiser de l’énergie à grande échelle, éteindre les appareils en veille et couvrir ses casseroles ne suffit pas. Un gisement de sobriété plutôt méconnu du grand public existe : les transformateurs. En optant pour des modèles à très faibles pertes, il serait possible de réduire massivement la consommation d’électricité.

Ils sont partout : dans les appareils du quotidien jusqu’aux centrales nucléaires. Les transformateurs sont indispensables au fonctionnement d’un grand nombre d’installations électriques. Leur rôle, vous le connaissez probablement : abaisser ou augmenter la tension d’un courant alternatif. Ainsi, de la grande centrale jusqu’à votre petite prise électrique, la tension est modifiée par paliers afin d’optimiser le transport de l’électricité.

Produit à 20 000 volts (V) dans l’alternateur d’une centrale nucléaire, par exemple, le courant est porté à 400 000 V pour être injecté sur les lignes à très haute tension gérées par Réseau de transport d’électricité (RTE). Il est ensuite abaissé à 225 000 V puis 63 000 V. Enfin, l’électricité circule à 20 000 V puis 400 V dans le réseau de distribution opéré par Enedis. À chaque étape, un transformateur est utilisé. Et c’est autant d’occasions de « perdre » une petite partie du courant.

Car le rendement d’un transformateur s’élève généralement autour de 95 %. Cela signifie que 5 % du courant qui le traverse est gaspillé, principalement sous forme de chaleur. Individuellement, cela paraît peu. Mais multiplié par les millions de transformateurs en service en France, les pertes sont significatives. Pour se faire une idée, l’ADEME estime à environ 40 térawattheures (TWh) les pertes annuelles des transformateurs de distribution et de l’industrie dans l’Union européenne (UE). Elles sont responsables de 20 % du total des pertes en ligne du réseau électrique (200 TWh/an dans l’UE). En France, le gisement d’économies d’énergie lié aux transformateurs est estimé à 1,1 TWh.

Des transformateurs à haut rendement coûteux à l’achat mais économiques à l’usage

Un gisement qui pourrait être exploité grâce aux transformateurs « à pertes réduites ». Des appareils dont le rendement dépasse les 98 %. Trois petits pourcents qui font toute la différence. Car s’ils sont vendus 1,5 à 2 fois plus chers qu’un modèle standard, les économies qu’ils permettent de réaliser sur la facture d’électricité amortiraient rapidement le surcoût. Exemple à l’appui. « Sur un transformateur standard capable de délivrer 63 000 W vendu 2 000 euros, vous aurez environ 2 850 W de perdus. Mais sur un transformateur écodesign à 4 000 euros, vous réduisez les pertes à 1 260 W » explique Guillaume Barat, responsable d’usine chez Circé, un fabricant français de transformateurs basse tension.

« Sauf qu’un transformateur, ça reste souvent branché 24 h/24 toute l’année » lance le cadre, avant de se lancer dans un calcul. « Sur un transformateur utilisé 50 % du temps, on récupère l’investissement en moins d’un an au prix actuel de l’électricité » affirme-t-il. Dans ce cas, les économies annuelles d’électricité s’élèveraient à 1 376 euros. Sur un transformateur exploité en permanence à 100 % de sa puissance nominale, l’économie atteindrait 2 752 euros, soit moins de 6 mois de retour sur investissement. « En plus, on gagne en durée de vie. La température de fonctionnement des transformateurs écodesign étant plus faible, 140 à 150 °C pour 180 °C sur les transformateurs standards ».

Malgré leurs avantages, les transformateurs écodesign se vendent difficilement

Pour réduire les pertes dans ses transformateurs tout en maîtrisant les coûts, Circé a dû investir en recherche et développement. « On a cherché à faire des transformateurs écodesign à partir de composants standards. On a travaillé sur le circuit magnétique, qui a des tôles hautes performances, sur la géométrie, les températures de fonctionnement, on a augmenté les sections de câbles et on emploie du cuivre plutôt que de l’aluminium » énumère l’ingénieur. Malgré tout, l’entreprise basée à Parigné-l’Évêque près du Mans ne parvient pas à vendre sa gamme écodesign, mise sur le marché début 2023. « On en a vendu de l’ordre d’une dizaine d’unités sur un an » déplore Guillaume Barat, alors que son entreprise réalise un chiffre d’affaires annuel de 3 millions d’euros, en vendant principalement des transformateurs standards.

À l’origine de cette initiative, il y a la directive européenne n° 2019/1783 imposant un rendement minimum de 98 % sur les transformateurs haute tension. « On a pensé que la directive allait forcément arriver sur nous » explique le responsable. Mais aujourd’hui, le texte ne s’applique toujours pas aux transformateurs basse tension, dont Circé s’est fait la spécialité. « Je pensais qu’on en vendrait beaucoup, mais le problème, c’est que les vendeurs de transformateurs ne sont pas des utilisateurs » se dépite-t-il. Car le fabricant écoule une part importante de ses produits à travers des prestataires distributeurs et installateurs, comme Eiffage Clemessy, Equans Ineo, Bouygues ou encore Spie. « Quand un client construit une usine, il fait appel à un prestataire pour faire un devis. Le prestataire va vouloir proposer le devis le moins cher. Comme le client n’est pas forcément pointu sur les transformateurs électriques, il va avoir tendance choisir le moins cher sans regarder la pertinence des modèles écodesign » détaille Guillaume Barat.

Pour tenter d’inverser la tendance, Circé veut communiquer auprès des acteurs du secteur. Le fabricant a notamment invité une trentaine d’industriels dans son usine, pour échanger autour de la sobriété et l’efficacité énergétique, dans l’espoir de faire germer l’écoconception dans l’esprit des clients.

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Le solaire flottant est un secteur en pleine expansion, avec une capacité installée de 2,6 GWc en 2020, essentiellement concentrée en Asie. Accompagnant ce développement rapide, la technologie progresse et aboutit notamment à un premier tracker solaire flottant proposé par Soltec.

Les avantages du solaire flottant sont multiples, et le premier d’entre eux est de pouvoir utiliser des plans d’eau déjà artificialisés, comme ceux issus de barrages, de STEP, ou d’anciennes mines inondées. Le solaire flottant permet ainsi de réduire les contraintes foncières et de conflit d’usage, notamment dans les lieux où il existe peu de terrains disponibles.

Un inconvénient, toutefois, réside dans le rendement global de production. En effet, par principe, un plan d’eau est plat, et le rendement de panneaux photovoltaïques placés horizontalement est plus faible, car ils ne font pas face au soleil, notamment dans les zones situées aux latitudes élevées et pendant la saison d’hiver. Une solution est de placer les panneaux sur des structures en hauteur permettant de les redresser face au soleil. Cependant, outre la complexité accrue de l’installation, ces structures deviennent sensibles au vent, ce qui accroit encore la difficulté d’installation, et les risques d’endommagement. C’est pour résoudre ces problèmes que Soltec propose un nouveau suiveur (tracker) solaire, baptisé Flotus, et destiné aux installations photovoltaïques flottantes.

Un système robuste aux conditions de l’environnement

Soltec indique que son système de tracker est issu d’une conception navale avancée. Les panneaux sont en effet placés sur un dispositif relativement complexe constitué d’un réservoir central inondable et de deux flotteurs longitudinaux. La société ne donne pas beaucoup de détails sur le fonctionnement mécanique de l’ensemble, mais indique qu’il permet un mouvement similaire à celui des trackers solaires au sol. Il permet notamment de redresser les panneaux, et de suivre la course du soleil de l’est à ouest. Le fabricant assure que Flotus permet d’augmenter la production d’électricité de 15 à 25 % en élargissement la période de production aux heures matinales et en soirée. Autre avantage : le système permet d’utiliser des panneaux bifaciaux, qui bénéficient en l’occurrence de la réflexion de la lumière du soleil sur l’eau.

Combiné avec l’effet de refroidissement de l’eau, et la minimisation de l’ombrage entre modules, Soltec avance que le Flotus surpasse les performances des trackers solaires au sol. Étant lui-même fabricant de ce type de matériel, on peut supposer que Soltec connaisse bien les performances de ces systèmes. Par ailleurs, le système est robuste. D’après Soltec, en effet, il peut fonctionner sans risque même en cas de rafales de vent dépassant 100 km/h. Nous n’avons pas d’information au sujet du prix du système et de sa rentabilité économique. Le système semble visuellement complexe et massif, mais il est possible que les gains de productivité compensent les surcoûts du système. Cela devra être vérifié dans la durée, après la première construction du Flotus dans le cadre d’un projet concret.

Soltec propose une vidéo sur son système : elle reste toutefois assez elliptique ⬇️

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Une éolienne conçue pour les grands vents

L’éolienne responsable de cet exploit est le modèle Goldwind GWH252-16MW, installé dans un parc éolien offshore en Chine. En une seule journée, cette turbine a produit 384,1 MWh d’électricité. Le modèle Goldwind GWH252-16MW, avec son diamètre de rotor de 252 mètres, est conçu pour capter une quantité maximale de vent, même à des vitesses relativement basses. Située dans la province de Fujian, cette éolienne bénéficie des vents marins constants et puissants, augmentant son efficacité.

La performance exceptionnelle de cette éolienne illustre les progrès rapides réalisés dans la technologie des éoliennes. La capacité à produire autant d’énergie en une période si courte montre que les éoliennes modernes peuvent rivaliser avec les sources d’énergie conventionnelles en termes de fiabilité et de performance.

L’avenir du renouvelable

Cet exploit technologique a des implications majeures pour l’industrie des énergies renouvelables. Alimenter 17 000 foyers en une seule journée démontre que les éoliennes peuvent jouer un rôle clé dans la réduction de la dépendance aux combustibles fossiles et la diminution des émissions de gaz à effet de serre. Par exemple, la production de 384,1 MWh équivaut à éviter l’utilisation de 300 tonnes de charbon, réduisant ainsi les émissions de CO₂.

La Chine, leader mondial dans l’implantation de parcs éoliens, continue de démontrer son engagement envers les énergies renouvelables. Le succès de cette éolienne encourage d’autres pays à investir dans des technologies similaires, accélérant ainsi la transition énergétique mondiale. Les avantages économiques et environnementaux de telles initiatives incluent la création d’emplois verts, la stabilisation des prix de l’énergie, et la promotion de la durabilité environnementale.

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Une conférence internationale s’est tenue les 11 et 12 juin à Berlin (Allemagne) pour la reconstruction de l’Ukraine, en guerre depuis plus de deux ans. Concernant l’énergie, l’avenir pourrait porter davantage sur les énergies renouvelables, afin d’améliorer la sécurité d’approvisionnement du pays.

Depuis le début de l’invasion russe en Ukraine le 24 février 2022, les infrastructures ukrainiennes ont subi de lourds dommages. Selon la société financière internationale (IFC), membre du groupe de la Banque mondiale, l’Ukraine a perdu près de 80 % de sa production d’énergie thermique depuis le début du conflit, ainsi qu’environ 35 % de sa capacité hydroélectrique. Les besoins financiers en matière de reconstruction ont été chiffrés à 47 milliards de dollars fin 2023. Et la situation ne va pas en s’améliorant puisque les frappes russes se sont intensifiées au cours des derniers mois à l’encontre des infrastructures énergétiques. Le président ukrainien, Volodymyr Zelensky, affirme que le pays a perdu la moitié de ses capacités de production électriques depuis l’hiver dernier.

Reconstruire l’Ukraine grâce aux énergies renouvelables ?

La question de la reconstruction de l’Ukraine est au cœur d’une conférence internationale qui s’est déroulée à Berlin les 11 et 12 juin. À cette occasion, l’Union européenne s’est engagée à aider le pays à reconstruire ses infrastructures énergétiques. Le temps presse pour préparer l’hiver prochain et éviter que la population ukrainienne ne subisse des coupures d’électricité par manque de capacités de production. Les lignes haute-tension, qui exportent notamment la production des centrales nucléaires, sont une cible facile pour la Russie. D’ailleurs, dès leur réparation, elles sont de nouveau attaquées, d’après le PDG de l’entreprise DTEK qui est le plus grand énergéticien ukrainien.

L’avenir de l’Ukraine pourrait donc se focaliser sur la construction de sites d’énergies renouvelables, tels que des centrales solaires ou des parcs éoliens. C’est en tout cas une idée qui fait son chemin au cours de la conférence. Ainsi, le chancelier allemand a déclaré que la reconstruction ciblera les énergies renouvelables et l’hydrogène.

En effet, alors qu’il est facile de détruire rapidement, une grande partie des moyens de production d’électricité d’un pays en visant ses centrales thermiques ou nucléaires, il n’en va pas de même avec les énergies renouvelables. L’intérêt des sites de production photovoltaïque ou éolienne réside dans le fait qu’ils sont décentralisés, c’est-à-dire qu’ils peuvent être présents un peu partout sur le territoire. Il sera alors beaucoup plus compliqué de porter une atteinte grave au réseau puisqu’il faudrait multiplier les attaques sur tous les sites de production. Par ailleurs, les moyens de production renouvelables présentent également l’avantage de pouvoir être réparés plus facilement que des centrales nucléaires ou thermiques par exemple. Il faut toutefois noter qu’un réseau majoritairement composé de moyens de production renouvelables intermittents nécessite toujours des centrales ou sites de stockage pilotables pour assurer sa stabilité.

Un soutien des États et des investisseurs privés pour installer des énergies renouvelables en Ukraine

Le développement des énergies renouvelables nécessite le soutien des États, mais il pourra aussi passer par des investisseurs privés. Ainsi, l’IFC et la banque internationale pour la reconstruction et le développement (BORD) œuvrent en ce sens avec pour objectif de faire progresser la production éolienne et solaire de 20 GW sans oublier le stockage par batteries à 5 GW d’ici 2040.

La guerre pourrait donc être l’occasion pour l’Ukraine de revoir son mix électrique. Rappelons qu’avant le conflit, le bouquet électrique du pays était porté par le nucléaire (54,6 %), suivi du charbon (23,1 %). Loin derrière, se trouvaient le gaz naturel (9,1 %), l’hydroélectricité (6,5 %) et le solaire photovoltaïque (4,2 %). La totalité des énergies renouvelables ne représentait que 11,1 % de la production électrique en 2021 (source AIE, 2021). La conférence internationale pour la reconstruction de l’Ukraine s’est tenue juste avant le G7 qui se réunit en ce moment en Italie pour évoquer notamment l’utilisation des avoirs russes gelés. Enfin, une conférence sur la paix en Ukraine aura lieu en Suisse le week-end des 15 et 16 juin.

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Ça avance pour le projet de stockage de déchets radioactifs Cigéo. L’IRSN vient de publier la première partie de son rapport visant à en évaluer la sûreté. S’il s’agit là d’un signal encourageant pour l’Andra, la route est encore longue avant le stockage des premiers déchets, prévus à l’horizon 2035 – 2040.

L’IRSN (Institut de radioprotection et de sûreté nationale) vient de dévoiler la première partie de son rapport concernant la demande d’autorisation de création de Cigéo, ce projet français de centre de stockage profond de déchets radioactifs. Cette première phase, d’une expertise organisée sur 30 mois, porte sur les données de bases nécessaires à l’éventualité de la sûreté de Cigéo. Appelé GP1, ce rapport de 169 pages indique notamment que l’Andra (Agence nationale pour la gestion des déchets radioactifs), porteur du projet Cigéo, a accumulé suffisamment de données pour permettre l’évaluation de sûreté du projet. Ces connaissances concernent un très grand nombre de données sur l’implantation future du site, incluant des caractérisations géologiques, hydrogéologiques et géotechniques.

Selon l’IRSN, l’Andra a également démontré une importante compréhension de la couche géologique dans laquelle seront stockés les déchets radioactifs. Néanmoins, deux points de vigilance ont été identifiés. Le premier concerne la composition des composants métalliques qui viendront chemiser les alvéoles de stockage. Le second concerne des incertitudes sur le risque de flexure (phénomène de plissement) de la couche géologique en question. Désormais, la deuxième phase de l’expertise de l’IRSN portera sur l’évaluation de sûreté du projet en phase d’exploitation (GP2), puis sur l’évaluation de sûreté en phase d’après fermeture (GP3).

Cigéo, une infrastructure permettant le stockage à long terme des déchets radioactifs

Le projet Cigéo répond à un besoin de stockage des déchets radioactifs du parc nucléaire français. Il est le fruit d’importantes recherches, lancées dès le début des années 90, sur l’intérêt du stockage des déchets radioactifs en couche géologique profonde. Implanté entre la Meuse et la Haute-Marine, le site devrait permettre le stockage des déchets MA-VL et HA à une profondeur de 500 mètres dans une couche géologique apparentée à de l’argile, réputée pour son caractère étanche. Il devrait être en service pendant une centaine d’années, puis assurer un confinement efficace des déchets après fermeture sans aucune intervention humaine. Au total, le site pourrait stocker près de 80 000 mètres cubes de déchets.

Si toutes les conditions sont réunies, les travaux d’expertise de l’IRSN pourraient aboutir sur un décret d’autorisation de création. Ce décret signerait alors le début de la construction initiale du site et ses premiers essais, pour une mise en service à l’horizon 2040.

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Engagé dans sa transition énergétique, le territoire américain de Porto Rico a acheté des panneaux solaires capables de résister à des ouragans. La technologie sélectionnée permettra également de bénéficier d’une rapidité d’installation ainsi que d’une utilisation optimisée de l’espace.

L’année dernière, nous vous avions présenté les panneaux solaires Maverick de l’entreprise australienne 5B. Ces modules fabriqués et précâblés en usine se déploient rapidement sur site, se dépliant tel un accordéon (un seul Maverick comprenant 90 modules). Récemment, le fabricant a annoncé une nouvelle collaboration avec AES Corporation, une multinationale de l’énergie basée aux États-Unis. Cette dernière prévoit de construire une centrale solaire de 69 MW à Jobos, dans l’ouest de Porto Rico. La ferme intégrera également un système de stockage par batterie de 100 MW pour une durée de 4 heures.

Grâce à sa facilité d’installation, cette technologie australienne devrait réduire le besoin en main-d’œuvre de 70 %. AES rapporte effectivement qu’une équipe de trois personnes seulement peut installer 1 MW en une semaine. Un autre avantage est l’optimisation de l’espace. Selon le fabricant, les panneaux Maverick peuvent presque doubler le rendement par surface comparé à une centrale traditionnelle équipée de panneaux à axe unique.

Des panneaux résistants aux conditions climatiques extrêmes

Porto Rico vise la neutralité carbone en 2050 en souhaitant un mix électrique composé de 100 % d’énergies renouvelables. Le territoire compte ainsi reposer en grande partie sur le solaire. Toutefois, le déploiement rapide de cette source d’énergie rencontre un obstacle majeur : les conditions climatiques extrêmes de la région. Il faut savoir que Porto Rico est un territoire américain sujet aux ouragans. C’est en partie en raison de ces défis climatiques que l’AES a porté son choix vers le système Maverick de l’entreprise 5B. Ces modules sont réputés pour leur robustesse, car selon le fabricant, ils seraient capables de résister à des vents allant jusqu’à 267 km/h.

D’ailleurs, l’île est toujours en train se remettre des dégâts causés par les catastrophes naturelles de ces dernières années, dont certaines ont été particulièrement dévastatrices. Après une panne d’électricité record de 328 jours dans certains endroits suite au passage de l’ouragan Maria en 2017, le gouvernement portoricain a décidé d’entamer donc une démarche vers une meilleure résilience électrique, en parallèle avec sa transition énergétique.

Des modules solaires plus résistants nécessaires

Avec la transition énergétique, le solaire occupera de plus en plus de place dans le mix mondial. Cela souligne le besoin de développer davantage des panneaux plus résilients, capable de résister aux aléas naturels. En Inde, rappelons qu’une vaste centrale solaire flottante prête à être mise en service a été dévastée par un orage. En France, l’année dernière, de nombreux panneaux solaires ont succombé sous l’impact de gros grêlons, un phénomène également observé au Texas en mars dernier. Compte tenu des investissements substantiels dans le solaire et des risques de dommages météorologiques auxquels les installations sont confrontées, de nouvelles normes de fabrication devraient peut-être être introduites.

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Les épisodes de chaleur sont de plus en plus réguliers et intenses ces dernières années et l’usage de la climatisation s’est répandu, tant dans les bâtiments à usage professionnel que dans le parc résidentiel. Mais quel est l’impact de la climatisation sur le réseau électrique français ? Ce dernier peut-il être déséquilibré en cas d’utilisation massive de la climatisation en été ?

Ces dernières années ont été marquées par de fréquents épisodes de canicule. Depuis 2018, chaque été ou presque est traversé par des phénomènes exceptionnels en matière de température. L’examen des bilans climatiques établis chaque année par Météo France le confirme :

• L’année 2018 a été la plus chaude depuis le début du XXe siècle et le pays a connu une canicule du 24 juillet au 8 août.
• L’année 2019 se positionne au troisième rang des années les plus chaudes en France depuis le début du XXe siècle avec notamment « deux vagues de chaleur d’une intensité exceptionnelle durant l’été ».
• L’été 2020 a été « exceptionnellement sec en juillet et dans le top 10 des étés les plus chauds ».
• Malgré des mois de juillet et août marqués par plusieurs refroidissements, le mois de juin s’est classé au 5ᵉ rang des mois de juin les plus chauds depuis 1900.
• L’été 2022 a été qualifié par Météo France comme « l’été de tous les extrêmes » avec trois vagues de chaleur remarquables par leur durée et leur intensité.
• L’été 2023 se classe au 4ᵉ rang des étés les plus chauds depuis 1900, ex aequo avec l’été 2018.

Plus de 800 000 climatiseurs vendus en 2020

Dans ce contexte, le recours à la climatisation se développe, pour préserver un confort de vie, que ce soit dans les lieux de travail (bureaux, magasins) ou à domicile. Selon l’agence de la transition écologique (ADEME) qui a publié une étude sur la climatisation en 2021, le taux d’équipement est passé de 14 à 25 % entre 2016 et 2020 pour les ménages. Sur l’année 2020, le nombre d’appareils de climatisation vendus a dépassé les 800 000 alors que ce chiffre était stable autour de 350 000/an jusqu’ici. Ce mouvement est porté par le développement des appareils réversibles, qui assurent le chauffage en hiver et le rafraîchissement des pièces en été. Le rafraîchissement intérieur peut également être assuré par des climatiseurs mobiles, plutôt utilisés dans les appartements de petite surface.

Mais alors, quelles sont les conséquences sur le réseau électrique, sachant que celui-ci doit en permanence être à l’équilibre en production et consommation ? Les pics de consommation qui sollicitent le réseau ont lieu principalement en hiver, pendant les périodes de grand froid. D’ailleurs, c’est pour cela que les pouvoirs publics ont multiplié les appels à la sobriété énergétique à l’approche de l’hiver 2022/2023, alors que le parc nucléaire français était à la peine, que les réserves hydrauliques étaient faibles et que la guerre en Ukraine fragilisait les importations de gaz au sein de l’Union européenne (UE).

Pour autant, l’impact de la climatisation sur le réseau électrique l’été n’est pas insignifiant. Dans son rapport précité, l’ADEME estime qu’en 2020, la consommation liée à la climatisation a atteint 4,9 TWh dans le secteur résidentiel et 10,6 TWh dans le secteur tertiaire.

Une pointe de consommation de +700 MW par degré supplémentaire en cas de canicule

Pour avoir une idée plus précise de l’impact de la climatisation sur le réseau en été, il faut se reporter aux analyses climatiques publiées par le gestionnaire de réseau RTE. Dans sa publication sur l’été 2018, RTE confirme que la climatisation et la ventilation ont un impact variable sur la consommation d’électricité. Le gestionnaire de réseaux estime alors que « lorsque la température augmente d’un degré en été, la consommation électrique augmente en moyenne de 500 MW à la pointe journalière ». Cela représente l’équivalent de la consommation instantanée de l’agglomération de Bordeaux. Pour comparer avec l’hiver, RTE précise que la consommation augmente jusqu’à + 2 400 MW par degré en moins lors d’une vague de froid en hiver. Le recours à la climatisation en été n’a donc pas un impact équivalent aux pics de consommation en hiver.

Dans sa publication sur l’été 2019, RTE précise néanmoins qu’en cas de canicule, soit plusieurs jours consécutifs avec une augmentation de 7 °C des températures par rapport aux normales de saison, la pointe de consommation estivale pourrait dépasser 60 000 MW, ce qui est très élevé pour cette période. Pour justifier son estimation, RTE rappelle qu’un pic de 57 000 MW a été enregistré le 4 juillet 2018 alors que les températures étaient supérieures de 3 °C par rapport aux températures de saison. Et les pics de consommation ne font qu’augmenter en été puisque dans une publication de juin 2021, RTE précise que le 25 juillet 2019 à 13 h, la consommation estivale a atteint son niveau historique de 59 100 MW. Le gestionnaire de réseaux réévalue alors l’impact de la climatisation sur la consommation en indiquant qu’elle peut atteindre jusqu’à + 700 MW par degré dans des conditions caniculaires. On est bien au-delà des 500 MW estimés en 2018, ce qui montre que le phénomène s’accélère. Encore une fois, cela n’a rien à voir avec les pics de consommation hivernaux qui ont atteint, par exemple, 85 000 MW au cours de l’hiver 2018/2019, selon RTE. Le record absolu s’élève à 102 098 MW, atteint durant le rigoureux hiver 2012.

La maintenance estivale des centrales nucléaires réduit les capacités de production

Le niveau et les pics de consommation sont donc incomparables en hiver et en été. Pour autant, cela ne veut pas dire que l’impact de la climatisation sur le réseau est anecdotique. En effet, les moyens de production ne sont pas identiques entre les saisons. Par exemple, notre parc nucléaire, qui assure la majorité de notre production électrique, fonctionne à plein régime l’hiver. En revanche, l’été, alors que la consommation est moindre, des arrêts de réacteurs sont systématiquement programmés pour effectuer les opérations de maintenance. Selon EDF, il est nécessaire d’arrêter un réacteur tous les 12 à 18 mois lorsqu’il fonctionne en continu. Plusieurs opérations peuvent nécessiter l’arrêt des réacteurs : le rechargement du combustible qui dure 35 jours environ, la visite partielle qui dure environ 60 jours et la visite décennale qui se déroule sur plusieurs mois. Il peut également y avoir des arrêts dus à des problèmes techniques, comme on l’a vu ces dernières années avec le phénomène de corrosion sous contrainte. Ce mois-ci, un réacteur de la centrale de Belleville-sur-Loire (Cher) sera arrêté pour recharger une partie de son combustible.

La climatisation n’est pas un danger pour le réseau électrique

Il n’est donc pas du tout anodin pour le réseau de voir les pics de consommation estivaux augmenter sous l’effet du recours grandissant à la climatisation. Néanmoins, si à l’avenir, le recours à la climatisation devient massif, cela ne présentera pas forcément un danger pour l’équilibre du réseau. Plusieurs raisons permettent d’être rassurant sur ce point. D’abord, les fabricants de climatisation progressent afin que leurs appareils soient plus économes en électricité. C’est le cas par exemple des climatiseurs réversibles fixes qui sont plus économes que les climatiseurs mobiles. Les fabricants sont encouragés dans leurs efforts. Ainsi, fin 2015, l’ADEME avait lancé un appel à projets sur la climatisation durable et le froid du futur afin « d’encourager le développement de “solutions froid” efficaces et durables ». Un autre appel à projets s’est déroulé en 2022 à propos de « l’innovation dans les systèmes énergétiques et traitement de l’air du bâtiment ».

L’information des usagers est également importante afin de réguler l’utilisation de la climatisation. L’ADEME se mobilise à ce sujet afin de communiquer sur les bonnes pratiques : ne pas s’équiper dans l’urgence et veiller au bon dimensionnement du produit, faire entretenir son matériel par un professionnel, mettre en pratique les bons gestes pour rafraîchir son logement afin de limiter le recours à la climatisation, etc. Enfin, la rénovation thermique des bâtiments devrait permettre de limiter l’utilisation de la climatisation. À ce sujet, de nombreuses aides financières mises en place par l’État existent pour inciter les propriétaires à entreprendre des travaux ayant pour but d’améliorer les qualités thermiques des bâtiments.

Pour conclure, la climatisation sollicite effectivement le réseau électrique en été, de façon non négligeable ces dernières années, en période de canicule. Toutefois, les progrès de la filière en matière d’efficacité des appareils et la rénovation des bâtiments permettent de contenir l’impact de la climatisation sur le réseau afin de préserver son équilibre.

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TerraPower : l’entreprise innovante de Bill Gates

Le réacteur Natrium, développé en partenariat avec GE Hitachi Nuclear Energy, est une réponse aux limitations de l’énergie nucléaire traditionnelle. Les réacteurs à sodium de TerraPower promettent une réduction significative des déchets nucléaires tout en augmentant l’efficacité énergétique. Capables de fonctionner avec des combustibles usagés, ils réduisent la nécessité de nouvelles extractions d’uranium et minimisent les risques associés aux déchets radioactifs. Pour Bill Gates, ce projet représente une transformation radicale du paysage énergétique américain.

Les énergies renouvelables comme l’éolien et le solaire, bien que prometteuses, souffrent d’intermittence. Les réacteurs Natrium, avec leur capacité de régulation flexible de la production d’énergie, offrent une solution pour stabiliser le réseau et compléter ces sources intermittentes. Le projet de Kemmerer, d’une valeur de 4 milliards de dollars, bénéficie également d’un soutien gouvernemental de 1,5 milliard de dollars, soulignant son importance stratégique pour les États-Unis. Gates espère que ces réacteurs contribueront largement à une production énergétique décarbonée d’ici 2050, un objectif crucial pour la lutte contre le changement climatique.

Vers une révolution nucléaire

Malgré les avantages potentiels des réacteurs à sodium, plusieurs défis demeurent. La sûreté nucléaire, la gestion des déchets et l’acceptabilité sociale restent des préoccupations majeures. Cependant, TerraPower mise sur des innovations technologiques et des régulations strictes pour minimiser ces risques. Les systèmes de sécurité passifs et la conception résiliente des réacteurs Natrium sont destinés à convaincre le public et les régulateurs de leur fiabilité. Le contexte géopolitique et économique est également déterminant pour le succès de cette entreprise. Les réacteurs Natrium peuvent offrir une alternative aux dépendances énergétiques, notamment face aux fluctuations des marchés des combustibles fossiles.

En outre, cette initiative pourrait positionner les États-Unis comme un leader mondial dans le domaine des technologies énergétiques avancées. En somme, les réacteurs nucléaires de nouvelle génération incarnent la fusion entre innovation technologique et impératifs écologiques. Bill Gates, à travers TerraPower, vise à créer un modèle énergétique durable, capable de répondre aux besoins croissants tout en préservant l’environnement. Cette initiative s’inscrit dans une perspective globale de lutte contre le changement climatique, où chaque avancée technologique constitue une pierre angulaire pour un futur énergétique plus propre.

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