Si les promesses restent, les difficultés se multiplient, pour l’hydrogène vert. Dans son dernier rapport sur le sujet, l’Agence internationale de l’énergie a revu à la baisse le nombre de projets prévus pour la fin de la décennie. 

Tout ne se passe pas comme prévu, en matière de développement de l’hydrogène vert. Un temps perçu comme l’une des clés de la transition énergétique, l’hydrogène produit à partir d’énergies renouvelables peine à se faire une place. Pourtant, à l’heure actuelle, ce ne sont pas les besoins en hydrogène qui manquent. Selon un récent rapport de l’Agence internationale de l’énergie (AIE), sur l’année 2024, la demande mondiale a augmenté de 2 % par rapport à l’année précédente pour atteindre près de 100 millions de tonnes de H2. Cependant, cette production a nécessité 290 milliards de mètres cubes de gaz naturel, et 90 millions de tonnes d’équivalent charbon.

L’hydrogène vert, moins de 1 % de la demande mondiale

Si la production d’hydrogène vert a augmenté de 10 % entre 2023 et 2024, elle ne devrait atteindre les 1 million de tonnes que dans le courant 2025, et représenter moins de 1 % de la demande mondiale. D’ailleurs, la somme de tous les projets de production d’hydrogène vert, estimés pour 2030, vient d’être revue à la baisse. Estimée à 49 millions de tonnes par an lors du dernier rapport, elle s’élève désormais à 37 millions de tonnes par an, ce qui représente une baisse de 25 %.

Toujours selon l’AIE, l’hydrogène vert rencontre de nombreuses difficultés qui entraînent retards et annulations de projets. Il faut dire que, pour le moment, la baisse du coût du gaz naturel associée à la hausse du prix des électrolyseurs renforcent l’écart de prix entre l’hydrogène gris et l’hydrogène vert. Cette situation touche même la France. Ainsi, l’entreprise McPhy Energy, qui a récemment inauguré la première gigafactory d’électrolyseurs, est en grande difficulté financière et vient d’être rachetée in extremis par John Cockerill. Cet été, ArcelorMittal a également décidé de renoncer à reconvertir son usine de production d’acier à l’hydrogène, faute de rentabilité. Enfin, du côté des transports, le recours à l’hydrogène semble plus complexe que prévu, ce qui limite fortement son déploiement. La voiture à hydrogène ne parvient pas à se faire une place, et les perspectives d’un futur avion à hydrogène sont de plus en plus floues. Même Airbus a décidé de ranger son concept d’avion 100 % hydrogène dans un carton.

Tenir le coup le temps que les prix se resserent

Pour autant, l’Agence internationale de l’énergie souligne que, malgré une adoption très lente, l’hydrogène vert pourrait quand même jouer un rôle important dans la transition énergétique. L’AIE projette que la production d’hydrogène vert pourrait atteindre 4,2 millions de tonnes d’hydrogène par an, soit 4 % de la production mondiale. Si cette augmentation semble à priori modeste, elle représenterait tout de même une multiplication par 5 de la production par rapport aux chiffres de 2024. Si cette croissance est respectée, elle ressemblerait fortement à l’évolution connue par le photovoltaïque il y a quelques années. D’ailleurs, à la fin de la décennie, il y a de grandes chances pour que les écarts de prix entre hydrogène gris et hydrogène vert diminuent, ce qui devrait contribuer à l’accélération de l’hydrogène vert.

L’AIE souligne particulièrement le rôle que pourrait avoir l’hydrogène vert dans le transport maritime. À l’heure actuelle, 60 navires fonctionnent déjà au méthanol, un carburant obtenu à partir d’hydrogène et de dioxyde de carbone, et on compte près de 300 navires de ce type en commande. Cette adoption pourrait s’accélérer si les infrastructures portuaires évoluent, et si le cadre réglementaire en fait de même. Elle estime qu’il suffirait d’équiper 17 ports pour couvrir les besoins de ravitaillement de 60 % du trafic maritime mondial.

L’article La production d’hydrogène vert devrait être plus faible que prévu en 2030 est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

C’est un peu le Bison futé de l’électricité. Sur la nouvelle carte interactive CartoFlux mise en ligne par le gestionnaire du réseau RTE, l’on peut observer le trafic en temps réel sur les autoroutes de l’électricité nationales. 

Sur la carte CartoFlux de RTE, l’on peut voir les grands lieux de consommation qui attendent d’être servis en électrons. Des villes, reliées aux grandes centrales par des lignes très haute tension (en rose les lignes 400 kV, en rouge les lignes 225 kV). Et sur ces lignes, des flux représentés sous forme de flèches blanches montrent le sens de propagation de l’électricité. Les pointilleux remarqueront que le courant est alternatif sur le réseau de transport, les électrons réalisant un pas en avant et un pas en arrière cinquante fois par seconde, contrairement au courant continu qui se déplace dans un seul sens.

Un coup d’œil sur les échanges d’électricité à toutes les échelles

Cette nouvelle carte interactive réunit les données d’une autre interface de RTE, Eco2Mix. Son analyse est intéressante à bien des égards. D’une part, on peut y repérer les interconnexions avec nos voisins européens : les flux sont orientés de l’Espagne vers la France – on peut supposer que la péninsule ibérique livre son électricité aux voisins européens, et donc transite par la France – et de la France vers les autres pays européens. Un zoom local est possible, permettant d’observer les flux, productions et consommation de chaque région française.

On peut aussi constater des flux orientés ouest-est (les interconnexions sont principalement à l’est, l’ouest étant un « bout de réseau »). On y voit également des gros ronds bleus, les grandes centrales nucléaires et hydroélectriques, entre autres, loin des villes, et dont les flux sont orientés du premier vers le deuxième. Il y a aussi des ronds bleus plus modestes, supposément des installations éoliennes et solaires disséminées sur le territoire ou en mer.

Si l’outil n’est pas parfait (dans l’idéal, nous aurions apprécié pouvoir consulter la tension et l’intensité en transit sur chaque ligne 225 et 400 kV et sortant des grandes centrales, par exemple), il permet d’observer en un clin d’œil l’organisation du système électrique national en temps réel. Une sorte d’echo-doppler vasculaire transposé au réseau.

L’article Cette carte animée montre les flux en direct sur le réseau électrique français est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

L’annonce fait grand bruit. Depuis le 1ᵉʳ octobre, Engie propose une nouvelle offre d’électricité « Happy Heures Vertes », qui promet deux heures de consommation « gratuites » chaque après-midi. Qu’en est-il réellement ? Nous avons analysé ce contrat, inédit en France.

Pour la première fois en France, un contrat d’électricité propose un créneau horaire ou le kilowattheure est… gratuit. Chaque jour pendant deux heures, la nouvelle offre « Happy Heures Vertes » d’Engie propose à ses clients un tarif où les consommations sont à zéro euro hors taxes. Pas de piège ici, l’offre est bien réelle, mais limitée aux 100 000 premières souscriptions. Elle permet de valoriser « les périodes où la production d’énergies renouvelables, notamment solaire, est la plus abondante » selon l’énergéticien. Aussi surprenant que cela puisse paraître, il est plutôt habituel que le tarif soit nul durant cette tranche tarifaire, puisqu’il l’est aussi fréquemment sur les marchés de gros. Il peut même atteindre des valeurs négatives lors d’épisodes de surproduction électrique marqués, conjugués à une faible consommation nationale.

Au-delà de l’effet d’annonce, comment ce tarif se traduit pour le client ? Que faut-il faire pour en bénéficier ?

Deux heures quotidiennes ou il faut faire chauffer le compteur

Concrètement, les clients peuvent choisir un créneau de deux « Happy Heures Vertes » consécutives entre 13 h et 17 h, modulable à tout moment et sans frais, promet Engie. Ces créneaux correspondent logiquement aux périodes où les centrales solaires atteignent habituellement leur pic de production. Pendant ces « Happy Heures Vertes », le prix du kilowattheure est fortement abaissé : zéro euro hors taxes, mais en réalité 0,036 euro avec les taxes, ce qui reste extrêmement avantageux. En parallèle, l’offre conserve un système heures pleines / heures creuses classique, avec une tarification cependant plus élevée que le tarif réglementé (tarif bleu d’EDF).

Tarif de l’abonnement pour l’offre Happy Heures Vertes d’Engie

Tarif du kilowattheure (kWh) pour l’offre Happy Heures Vertes d’Engie

Peut-on vraiment économiser avec l’offre d’Engie ?

Pour réaliser des économies substantielles, il faudra impérativement concentrer l’essentiel de ses consommations électriques sur la plage d’« Happy Heures Vertes ». La durée du créneau, deux heures seulement, limite toutefois les possibilités. D’abord, la puissance souscrite de votre compteur peut empêcher le démarrage simultané de plusieurs appareils énergivores. Si votre contrat est en 6 kVA comme la plupart des foyers en France, votre compteur disjonctera certainement si vous allumez au même moment sèche-linge, lave-linge, chauffe-eau et radiateurs.

Ensuite, si vous possédez un véhicule électrique, deux heures ne suffiront pas à faire le plein à prix cassé. Sur une borne classique de 7 kW, vous récupérerez environ 14 kWh durant les « Happy Heures Vertes » et le reste de la recharge s’effectuera en heures pleines à un prix plutôt élevé de 0,25 €/kWh. Sur un plein de 45 kWh, le tarif moyen du kilowattheure revient alors à 0,18 €, soit toujours plus élevé qu’un créneau d’heures creuses du tarif réglementé option Tempo, par exemple. Le calcul est similaire pour ceux qui utilisent un chauffe-eau, dont la plage de chauffe peut durer plusieurs heures en fonction de votre consommation d’eau chaude.

L’offre semble donc être davantage adaptée aux petits consommateurs d’électricité chauffés autrement à l’électricité et sans véhicule électrique, qui pourront profiter de cycles de lave-linge, sèche-linge et lave-vaisselle pour moins qu’une bouchée de pain. À titre indicatif, l’abonnement mensuel pour une puissance souscrite de 6 kVA est de 16 euros TTC et 24,28 euros TTC pour 12 kVA, ce qui est assez comparable au tarif réglementé.

L’article De l’électricité gratuite 2 heures par jour : que cache la nouvelle offre d’Engie ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Le promoteur de centrales solaires et éoliennes Boralex annonce lancer un dispositif d’aide financière pour les résidents immédiats d’un parc éolien en Haute-Loire. Baptisée « L’énergie prime », l’opération attribuera jusqu’à 450 euros sur trois ans aux foyers éligibles, afin d’alléger leur facture d’électricité, mais aussi faciliter l’acceptation d’une future extension du parc.

Dans les communes d’Ally et Mercoeur (Haute-Loire), Boralex teste un moyen de mieux faire accepter les éoliennes à ses riverains directs, via une aide financière. L’opérateur canadien spécialisé dans le développement de centrales solaires et éoliennes promet qu’il versera jusqu’à 450 euros étalés sur trois ans aux « riverains volontaires répondant aux conditions d’éligibilité », sans toutefois communiquer davantage de détails. La somme représente, au mieux, l’équivalent d’une prime de 12,5 euros mensuels, soit environ 8 % de la facture d’électricité moyenne que l’on peut estimer sur une petite maison tout-électrique.

Préparer le terrain pour la modernisation et l’extension du parc

Si l’objectif annoncé est l’allègement des factures des habitants concernés et le partage de « la valeur créée » par les installations de production de Boralex « avec celles et ceux qui accueillent nos installations », indique l’entreprise, l’opération semble également être un moyen de faire accepter les travaux prévus sur le parc d’Ally-Mercoeur. Ce site éolien, lancé fin 2005 et composé de 26 turbines totalisant 39 MW de puissance, est en effet appelé à se moderniser et à s’étendre. Les éoliennes d’origine, âgées de 20 ans, doivent être remplacées par des modèles plus puissants et plus hauts (150 m contre 85 m actuellement). Un projet d’extension prévoit aussi l’ajout de plusieurs turbines supplémentaires, afin d’accroître la production.

Ce n’est pas la première fois qu’un exploitant de parc éolien propose une prime aux résidents immédiats de ses installations. Fin 2024, Octopus Energy lançait une offre de fourniture d’électricité spécifique pour ces habitants, leur proposant un tarif du kilowattheure à prix cassé en fonction de la production réelle des turbines.

L’article Ces habitants proches d’un parc éolien vont toucher 450 euros de prime spéciale est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Plus de 144 heures. C’est la durée depuis laquelle la centrale ukrainienne n’est plus raccordée au réseau électrique, et doit être refroidie par des générateurs de secours. Cette situation préoccupante fait craindre un incident nucléaire si le site venait à manquer de carburant pour maintenir les systèmes de sécurité opérationnels.

Dans la soirée du 23 septembre, la dernière ligne de transmission électrique de la centrale nucléaire de Zaporijia a été coupée suite aux combats entre russes et ukrainiens. Contrôlée par la Russie depuis 2022, la centrale ne produit plus d’électricité, mais nécessite une alimentation électrique permanente afin d’en assurer le refroidissement. Suite à la coupure, 7 des 18 générateurs diesel de secours auraient été mis en service, et alimentent actuellement les systèmes de sécurité et de refroidissement de la centrale.

La situation est délicate, car les générateurs diesel constituent la dernière solution pour maintenir l’alimentation électrique du site. Or, des tests de résistance de ces équipements, effectués après l’accident de Fukushima en 2011, ont montré une limite de 72 heures qui n’a jamais été réellement testée. De leur côté, les autorités russes auraient indiqué à l’Agence internationale de l’énergie atomique (AIEA) qu’il y avait assez de carburant pour maintenir une autonomie de 20 jours. Selon l’AIEA, la situation ne présenterait « pas de danger immédiat ». Depuis 2022, c’est la dixième panne électrique que subit la centrale, mais c’est de loin la plus importante.

Un redémarrage envisagé d’ici fin 2027 ?

Il semblerait que la Russie travaille à raccorder la plus grande centrale nucléaire d’Europe à son propre réseau électrique. Dès avril 2025, Rosatom a indiqué espérer pouvoir relancer la production avant la fin de l’année 2027. Greenpeace aurait d’ailleurs constaté la création d’une vaste ligne électrique de 201 km de long entre les sous-stations de Melitopol et Marioupol. Selon le directeur actuel de la centrale, ce raccordement commencé en décembre 2024 en serait à la dernière étape.

Malgré la création de cette ligne électrique, des obstacles techniques subsistent, parmi lesquels le manque de personnel qualifié ou encore la dégradation des équipements du fait des trois années sans production. Rappelons que les ressources en eau nécessaires au refroidissement des réacteurs sont très limitées depuis que le barrage de Nova Kakhovka a été détruit en juin 2023. Le directeur général de l’AIEA et Vladimir Poutine se sont rencontrés, la semaine dernière, à l’occasion de la semaine atomique qui s’est tenue à Moscou. Mais cette entrevue n’aurait pas permis de faire avancer le dossier.

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La Commission de régulation de l’énergie (CRE) a publié fin septembre 2025 une nouvelle estimation du coût complet de production de l’électricité nucléaire historique pour la période 2026-2028 : 60,3 €/MWh (prix de base 2026), soit environ 61,5 €/MWh en euros courants. Un chiffre nettement inférieur à celui estimé par EDF.

Au 31 décembre 2025, le dispositif ARENH, qui contraignait EDF à céder une partie de sa production nucléaire à des prix régulés, prendra fin. La loi de finances pour 2025 introduit, en remplacement, le mécanisme du Versement nucléaire universel (VNU), assorti d’une taxe sur les revenus du parc nucléaire d’EDF au-delà de certains seuils, afin de redistribuer aux consommateurs une partie des revenus tirés des marchés.

Pour que ce mécanisme soit crédible, la CRE est désormais chargée, tous les trois ans, d’évaluer le coût complet de production du parc nucléaire historique (installations autorisées avant le 1ᵉʳ janvier 2026).

Pour 2026-2028, la CRE décompose ainsi le coût en :

• 30,6 €/MWh de charges opérationnelles (combustible, main d’œuvre, achat …) ;
• 28,3 €/MWh de charges d’investissement / capital (amortissements, rémunération des actifs selon un coût moyen pondéré du capital (CMPC), coût de stockage des combustibles) ;
• et 1,5 €/MWh de rattrapage retraites.

La CRE a retenu une trajectoire de production de 362 TWh sur la période, avec un taux de disponibilité moyen de 73,2 %. Pour 2029-2031, le coût complet est estimé à 63,4 €/MWh (prix 2026), ou 68,4 €/MWh en valeurs courantes.

EDF n’est pas d’accord avec ce calcul

EDF conteste l’estimation de la CRE et présente un coût beaucoup plus élevé à 79,6 €/MWh (2026-2028) et 81,5 €/MWh (2029-2031) aux conditions économiques de 2026.

Ce niveau prendrait davantage en compte les incertitudes liées à l’environnement concurrentiel européen et les coûts de renouvellement ou maintenance non pleinement internalisés dans l’approche de la CRE, tacle EDF. Pour la CRE, la différence s’explique par un changement méthodologique — notamment dans la valorisation du capital et le périmètre considéré — ainsi que par des « effets minorants » qui compenseraient l’inflation. Le régulateur nuance que ces valeurs ne constituent pas un « prix » de vente, mais un coût de référence dans le cadre réglementaire envisagé.

Ce coût de 60,3 €/MWh est important pour déclencher le VNU : au-delà d’un seuil fixé sur cette base, EDF serait taxable à 50 % et, à un deuxième niveau, à 90 % de ses revenus nucléaires.

Même en l’absence de conclusions définitives, ce coût de production est jugé « contenu » par la CRE bien qu’il soit inférieur au calcul d’EDF.
Certains observateurs estiment néanmoins que si les marchés de l’électricité flambent, EDF pourrait être exsangue ou dissuadé d’investir, faute de marge suffisante.

L’article Voici le vrai coût de l’électricité nucléaire produite en France (et il n’est pas cher) est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

À compter du 30 septembre, le marché de gros de l’électricité bascule d’un pas horaire à un pas de temps de 15 minutes pour le segment Day-Ahead (marché de la veille pour le lendemain) avec pour objectif de mieux refléter les variations réelles de la production et de la consommation d’énergie. Ce changement, imposé par les règles européennes et rendu possible par des évolutions techniques, redistribue les cartes pour les producteurs flexibles, les agrégateurs et les fournisseurs. On fait le point sur ce qui change.

Ce passage au pas de temps de 15 minutes s’inscrit dans le cadre du couplage des marchés européens de l’électricité (Single Day-Ahead Coupling, SDAC). Jusqu’ici, les enchères Day-Ahead étaient structurées sur des blocs horaires de 60 minutes : les acteurs proposaient des offres pour chaque heure complète pour équilibrer offre et production d’électricité. Désormais, le marché journalier (Day-Ahead) comprendra 96 créneaux pour chaque journée, chacun correspondant à un quart d’heure.

Cette transformation technique est la suite logique d’un processus déjà entamé : le pas de temps du règlement des écarts (Imbalance Settlement Period, ISP, les responsables d’équilibre doivent s’équilibrer sur ce pas de temps) avait déjà été ramené à 15 minutes le 1ᵉʳ janvier 2025. Les interconnexions attendront ce pas de 15 minutes au 1ᵉʳ janvier 2026.

Le basculement du marché journalier était initialement prévu à l’été 2025, mais à cause de retards techniques et de préparations incomplètes chez certains opérateurs (nommés NEMOs pour Nominated Electricity Market Operators), la date a été reportée au 30 septembre pour une livraison effective dès le 1ᵉʳ octobre 2025.

Ce qui change dans la formation des prix

Les offres et demandes seront plus granulaires : les acteurs devront affiner leurs prévisions à l’échelle du quart d’heure plutôt que de planifier sur des heures entières. Elle offre un meilleur alignement entre ce qui est programmé et ce qui est réellement injecté ou consommé.

La diminution à 15 minutes modifie les marges de manœuvre et les risques des différents participants :

• Les installations très flexibles comme les batteries sont parmi les grands bénéficiaires. Cette granularité leur permet de capter de la valeur sur des mouvements à court terme (des périodes de prix élevés localisées) qui restaient jusqu’ici « lissées » dans un prix horaire unique. Storio Energy s’en réjouit.
• Les producteurs intermittents devront affiner leur modélisation intra-heure pour mieux anticiper les variations rapides — notamment en raison des corrélations entre production élevée et prix potentiellement bas. Les progrès en météorologie devraient aider à anticiper le passage non-prévu / éclair, par exemple, d’un nuage au-dessus de panneaux solaires et le refléter sur le marché.

Des effets directement visibles ou anticipables

En multipliant les créneaux, les prix pourront varier plus fortement d’un quart d’heure à l’autre. Jean-Yves Stephan relève un comportement surprenant sur le marché pour le premier octobre, encore inexpliqué : « c’est 15 % moins cher de consommer l’électricité le dernier quart d’heure de chaque heure ».

Graphique illustrant la baisse des prix chaque dernier quart d’heure / Image : J.Y Stephan.

Un rééquilibrage des volumes entre Day-Ahead (pour le lendemain, permet aux acteurs de sécuriser une partie significative de leur besoin ou de leur production d’électricité à l’avance) et Intraday (intrajournalier, permet aux acteurs d’ajuster les positions en fonction des mises à jour des prévisions de production et de consommation) pourrait s’opérer : une partie des ajustements qui étaient jusqu’ici sur le marché intrajournalier pourrait désormais être captée directement dans le marché journalier. Ce dernier devient plus précis.

En conditions de production renouvelable forte, on pourrait observer une fréquence plus élevée de prix négatifs ponctuels (ou de creux prononcés) car le quart d’heure capte pleinement la surproduction locale. Le spread (écart entre le prix le plus faible et le plus élevé au sein d’une journée) devrait lui aussi croître.

Une meilleure intégration des énergies renouvelables intermittentes

Au-delà des aspects purement marchands, ce passage au pas de 15 minutes entraîne une granularité plus fine et améliore ainsi l’intégration des énergies renouvelables intermittentes en réduisant les écarts entre les prévisions et la réalité produite. Cela devrait aider à l’équilibrage du réseau.

Il incite aussi à une plus grande flexibilité de l’ensemble du système : les ressources flexibles (stockage, réponse de la demande…) sont mieux valorisées puisqu’elles pourront capter plus de valeur sur le marché. Elle harmonise enfin les marchés européens autour d’un standard commun en évitant les divergences de granularité entre zones frontalières.

Reste maintenant à voir le comportement du marché dans les jours à venir.

L’article Prix de l’électricité : pourquoi il est désormais calculé toutes les 15 minutes sur ce marché de gros ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Un restaurateur a été irradié en juillet par l’accélérateur de particules « Aglaé » du Centre de recherche et de restauration des musées de France, révèle le journal Le Monde. L’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection a classé l’événement au niveau 3 de l’échelle internationale. C’est le troisième accident de ce niveau.

Le 22 juillet dernier, un incident s’est produit dans les sous-sols du Louvre, loin des regards des visiteurs. Au Centre de recherche et de restauration des musées de France (C2RMF), un travailleur spécialisé en métaux archéologiques a été irradié par l’accélérateur de particules « Aglaé » (pour Accélérateur Grand Louvre d’analyses élémentaires). L’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection (ASNR) a classé l’événement au niveau 3 sur l’échelle internationale INES, qui va de 0 à 7, faisant de cet accident le plus grave recensé en France depuis 2008 (il y en a eu trois de ce niveau-là).

Une sorte de microscope nucléaire

Aglaé, mis en service en 1988 puis rénové en 2017, projette des protons sur des objets patrimoniaux afin d’en analyser la composition. Chaque année, plusieurs centaines de pièces archéologiques ou artistiques y passent, notamment le fragment de trompette gallo-romaine de ce 22 juillet. Un des agents a pénétré dans la salle où se trouvait Aglaé, encore actif. Non seulement un capteur de sécurité était défectueux (pour prendre la clé, il doit s’éteindre, explique Le Monde), les signaux lumineux, censés indiquer son fonctionnement, étaient aussi mal positionnés. En passant le bras devant le faisceau, le travailleur a subi une brûlure au premier degré.

Moins d’une semaine après, le 30 juillet, l’ASNR inspectait le site : absence de registre des défaillances et réparations, défaut d’appareils portatifs de mesure de la radioactivité, retards dans les contrôles réglementaires, accès en zone surveillée sans autorisation ni dosimètre opérationnel. « Souvent, les rudiments de la réglementation ne sont pas respectés », regrette auprès du Monde Christophe Quintin, inspecteur en chef à l’ASNR. Cela témoigne d’un manque structurel de culture de radioprotection.

Des mesures correctives

Face à ce constat, la direction du C2RMF affirme avoir pris des mesures correctives : amélioration de la signalisation, mise en place de registres, renforcement des formations et des procédures de validation. Le directeur, Jean-Michel Loyer-Hascoët, reconnaît que l’incident a permis « d’identifier des défaillances et de les corriger », et promet d’aller « encore plus loin dans la radioprotection ». Le redémarrage de l’accélérateur n’est pas attendu avant novembre, cela dépendra de l’accord de l’ASNR.

L’article Il passe son bras devant un accélérateur de particules et provoque l’un des plus graves incidents nucléaires de France est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

ℹ️ Communication commerciale pour Bluetti.

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À Madagascar, une inédite rébellion nationale se lève. Dans les rues, la population dénonce les incessantes coupures d’eau et d’électricité qui paralysent le pays. Les événements ont déjà fait des victimes et entraîné la dissolution du gouvernement. Que se passe-t-il réellement ?

Depuis plusieurs années, le quotidien des Malgaches est rythmé par les coupures d’eau et d’électricité. Ces derniers mois cependant, les délestages se sont intensifiés. Si l’eau n’est parfois disponible qu’à la tombée de la nuit, les interruptions électriques durent plusieurs heures par jour, parfois jusqu’à douze heures. De jour en jour, les conditions de vie des habitants se dégradent.

Exaspérée par la situation, la population malgache se soulève. Répondant à l’appel du collectif « Gen Z Madagascar » sur les réseaux sociaux, des milliers de personnes, majoritairement jeunes, se sont donné rendez-vous dans la capitale le jeudi 25 septembre dernier pour manifester pacifiquement. En réponse, les gendarmes ont tenté de disperser les manifestants à coups de grenades lacrymogènes. L’affrontement a alors débuté entre, d’un côté, les forces de l’ordre et, de l’autre, les Malgaches revendiquant ce qu’ils considèrent comme leurs droits les plus fondamentaux.

Dans la soirée, alors que la foule s’était finalement dispersée, des scènes incontrôlables de pillages et de vandalisme ont éclaté, sans que les autorités soient intervenues. Commerces de détail, grandes surfaces, entreprises de services, et même banques ont été pris pour cibles et déplorent actuellement d’immenses pertes.

Un gouvernement dissout, une vingtaine de morts et une centaine de blessés

Dans une tentative d’apaiser la contestation, le président de la République Andry Rajoelina a, dans un premier temps, annoncé le limogeage du ministre de l’Énergie. Mais les manifestations se sont poursuivies et se sont même étendues à l’ensemble de l’île et au-delà du territoire. Ce lundi, le chef de l’État a repris la parole et a finalement annoncé la dissolution du gouvernement malgache dirigé par le Premier ministre Christian Ntsay. Une mesure qui, pour l’instant, ne semble pas avoir dissuadé le mouvement.

Jusqu’à présent, alors que les autorités n’ont publié aucun rapport officiel sur le nombre de morts et de blessés, les Nations Unies font état d’un lourd bilan : au moins 22 morts et plus d’une centaine de blessés depuis le début des manifestations. « Parmi les victimes figurent des manifestants et des passants tués par des membres des forces de sécurité, mais aussi d’autres tués lors des violences et des pillages généralisés qui ont suivi, perpétrés par des individus et des gangs sans lien avec les manifestants », déplore le Haut-Commissaire des Nations Unies aux droits de l’homme, Volker Türk.

Un dénouement encore lointain ?

En matière d’énergie, le diagnostic pour Madagascar est sévère. L’une des principales causes reste les arriérés colossaux de la JIRAMA, la compagnie nationale d’eau et d’électricité. Celle-ci accumule effectivement plus de 400 millions de dollars de dettes envers ses fournisseurs. Selon certains experts, il sera très difficile pour l’entreprise de se redresser dans un avenir proche. La lumière au bout du tunnel paraît d’autant plus lointaine que, malgré les projets électriques en cours, les perspectives restent incertaines.

De grands projets solaires ont bien été lancés, mais des doutes plantent quant à la capacité de la JIRAMA à s’engager dans des contrats d’achat d’électricité à long terme au vu de ses difficultés financières. Plusieurs barrages hydroélectriques, dont celui de Volobe, sont également prévus, mais leur mise en service n’interviendra pas avant deux ans dans le meilleur des délais.

L’intérêt limité des mini-réseaux électriques solaires

Quant aux mini-réseaux, comme ceux déployés par WeLight, ils peuvent certes augmenter le taux d’électrification dans le pays. Cependant, comme ces projets sont lancés par des entreprises privées sans appel d’offres, ils créent une dépendance au privé et un manque de contrôle sur les prix et la couverture territoriale.

Avant même les manifestations, la JIRAMA entendait apaiser la situation en annonçant des mesures temporaires telles que la réparation des machines en panne et le recours à la pluie artificielle dès que les conditions météorologiques le permettraient. Des annonces qui, manifestement, n’ont pas convaincu les Malgaches.

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Alors que Naarea, en proie à des difficultés financières, joue sa survie, elle n’en oublie pas pour autant l’essentiel, en continuant d’innover pour permettre la réussite de son projet de réacteur nucléaire à sels fondus. Dernière avancée en date : la synthèse du combustible liquide indispensable à son fonctionnement.

Les SMR suscitent de nombreux espoirs pour la production d’une énergie abondante, mais décarbonée. Preuve de cet engouement, plus d’une centaine de projets sont en cours de développement à travers le monde. Mais si le développement de ces réacteurs va bon train, se pose également la question des combustibles.

C’est justement à ce sujet que Naaera vient de franchir une étape importante. La startup française travaille activement à la synthèse du sel de NaCl-PuCl3. Ce nom quelque peu compliqué désigne du chlorure de sodium dans lequel sont dissous des actinides sous forme de chlorure de plutonium et de chlorure d’uranium. Ce combustible nucléaire, qui a la particularité d’être liquide, permettrait le fonctionnement du réacteur XAMR en cours de développement par Naarea. Ce petit générateur nucléaire de 4ᵉ génération devrait afficher une puissance électrique de 40 MWe (et 80 MWth). Il a la particularité de permettre le retraitement et la réutilisation du combustible usée provenant des réacteurs à eau pressurisée, réduisant ainsi le volume des déchets ultimes.

Un sel à base de chlorure de plutonium

Concrètement, les équipes de Naarea, en collaboration avec le CNRS, l’Université Paris-Saclay et le Joint Research Center, sont parvenues à démontrer que le bullage d’un gaz dans un mélange de chlorure de sodium et d’oxyde de plutonium (NaCl-PuO2) à haute température, permettait d’obtenir un sel à base de chlorure de plutonium. Cette réussite constitue la base d’une méthode de synthèse non proliférante de ce combustible liquide. Cette première étape accomplie, il va désormais falloir valider cette solution technique grâce à des essais à plus grande échelle. Ces derniers devraient avoir lieu au I-Lab, un hall d’essai de 2 400 m² situé à Cormeilles-en-Parisis, dans le Val-d’Oise.

Du fait de l’absence de filière industrielle pour la fabrication de ce type de combustible, cette synthèse constitue une étape clé pour le développement du XAMR, et peut-être même d’autres réacteurs de type SMR.

Naaera vit une véritable course contre-la-montre

Naarea traverse une période très compliquée. Elle doit absolument trouver des financements dans les prochains mois afin d’éviter la liquidation judiciaire. Dans ce contexte, cette avancée sur la synthèse du combustible de son futur réacteur à neutrons rapides arrive à point nommé. Elle témoigne de la dynamique positive qui entoure une startup tournée vers l’innovation. Il y a quelques mois déjà, la startup avait donné un avant-goût de sa progression en communiquant sur le jumeau numérique de son réacteur nucléaire, ou encore sur un partenariat avec Phoenix Manufacture, spécialiste français de la fabrication additive.

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Malgré la bonne forme du parc nucléaire français, la situation financière d’EDF suscite les inquiétudes du côté de la Cour des comptes. Dans un nouveau rapport, l’institution dénonce la difficulté du groupe à créer de la valeur, alors même que ce dernier doit investir pas moins de 460 milliards d’euros sur les 15 prochaines années. 

C’est la deuxième fois en quelques mois que la Cour des comptes s’intéresse à la gestion financière d’EDF, l’énergéticien français. En janvier, elle avait ainsi dénoncé une mauvaise gestion du projet de l’EPR de Flamanville, qui avait conduit à grandement entamer la rentabilité du projet. Cette fois, la Cour des comptes a analysé tout le modèle économique d’EDF, et livre ses inquiétudes face aux investissements en approche.

Dans ce rapport d’une centaine de pages, elle souligne la position dominante d’EDF, grâce à son parc de production unifié et son intégration verticale allant de la production d’électricité jusqu’à sa commercialisation. Malgré cette position préférentielle, EDF a multiplié les mauvais choix d’investissement sur la période 2012 – 2024, ce qui a conduit à creuser l’endettement de l’énergéticien. Celui-ci atteint désormais 54,6 milliards d’euros à la fin de l’année 2024. En parallèle, le parc nucléaire a perdu en rentabilité, notamment à cause des problèmes de corrosion. Dans ces conditions, EDF a eu de grandes difficultés à créer de la valeur.

460 milliards d’euros à investir

Pourtant, EDF va devoir relever la tête, car des défis financiers, techniques et technologiques sont attendus dans les prochaines années. Sur la période 2025 – 2040, EDF doit investir près de 460 milliards d’euros répartis de cette manière :

• 90 milliards d’euros pour la maintenance et la prolongation du parc nucléaire actuel,
• 115 milliards d’euros pour la construction des 14 EPR2, dont 75 milliards pour les 6 premiers,
• 15 milliards d’euros pour le parc hydroélectrique,
• 100 milliards d’euros pour le réseau électrique.

La capacité d’investissement du groupe français sera d’ailleurs conditionnée par les performances du parc nucléaire français, mais également par des aléas concernant les prix du marché de l’électricité avec la fin de l’ARENH.

Des recommandations pour améliorer la situation

Face à ce constat, la CRE a mentionné plusieurs recommandations. La première consiste à assurer un suivi systématique de la rentabilité des investissements d’EDF Power Solutions (ex-EDF Renouvelables). En effet, elle a mis en évidence que si la filiale génère bien un flux de trésorerie positif, celui-ci reste inférieur aux investissements. D’ailleurs, en 2024, EDF Power Solutions représentait moins de 3 % du résultat opérationnel d’EDF. De manière plus générale, la CRE propose une revue stratégique des investissements, des participations et des différentes filiales du groupe EDF pour en cerner les points forts et les points faibles.

Enfin, concernant le programme EPR2, la CRE indique qu’il est important que les modalités de partage des risques soient clairement identifiées entre l’État et EDF avant la décision finale d’investissement.

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Les conséquences du retard de publication de la PEE3 commenceraient-elles à se faire ressentir ? Ce n’est pas impossible. En matière d’éolien terrestre, pour l’année 2025, la France pourrait signer un triste record. 

L’année 2025 restera sans doute comme une année noire pour l’éolien terrestre, en France. Selon William Arkwright, président de la commission éolien terrestre du Syndicat des énergies renouvelables (SER), le pays n’a raccordé que 276 MW de turbines sur les six premiers mois de l’année. Tout porte donc à croire que l’année se terminera aux alentours des 500 MW mis en service, soit deux fois moins que l’année dernière.

Pour retrouver un tel chiffre, il faut revenir 20 ans en arrière. En 2005, seulement 412 MW avaient été raccordés par une filière encore balbutiante. Selon William Arkwright, cette situation est en grande partie liée au climat politique instable, dans lequel la désinformation sur l’éolien va bon train. Il n’hésite d’ailleurs pas à pointer du doigt les Dreal et les préfectures dans lesquelles certains projets seraient bloqués, et dénonce « un moratoire qui ne dit pas son nom ». À l’heure actuelle, il reste environ 10 GW de projets éoliens dans les tuyaux qui suivent leur cours. Néanmoins, dans ce climat d’incertitude, la situation pourrait même empirer. En l’absence de visibilité et de ligne directrice à l’échelle du pays pour les prochaines années, les développeurs limitent déjà le nombre de nouveaux projets.

Le photovoltaïque fait un peu mieux

Du côté de l’énergie solaire, les chiffres sont plus encourageants. Xavier Darval, président de la commission solaire de la SER, a ainsi indiqué que 2025 pourrait être une année record avec le raccordement de 3,3 GW d’installations photovoltaïques. Malgré ce dynamisme et un pipeline de projets de 10 GW, la météo n’est pas au beau fixe pour autant. L’absence de perspective pourrait poser problème dès l’été 2026. Plus que jamais, le gouvernement bientôt formé par le nouveau premier ministre Sébastien Lecornu va devoir s’atteler à la publication de la PPE3 avant que les conséquences ne soient trop importantes sur l’économie française de la transition énergétique.

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En termes de puissance, cette centrale de stockage chinoise n’est quasiment rien face aux géantissimes projets énergétiques auxquels la Chine nous a habitués. Pourtant, c’est la plus grande de son genre dans le pays et dans le monde entier.

En Chine comme ailleurs, le réseau électrique devient de plus en plus vulnérable aux déséquilibres. Pour cause, l’essor des énergies renouvelables, dont l’arrivée en grand volume accroît les risques. Pour y faire face, l’une des principales solutions reste le stockage d’énergie servant à maintenir la fréquence à un niveau normalisé selon la zone géographique – 50 Hz, notamment pour la Chine.

Mais alors que les centrales par batteries fleurissent partout dans le pays, l’entreprise chinoise Shenzhen Tig Technology Co. explore un système hybride qui combine les atouts de deux technologies différentes. En août dernier, elle a raccordé au réseau une centrale composée à la fois de batteries et de supercondensateurs. Implantée à Xinzhou, dans la province de Shanxi (nord de la Chine), cette installation affiche une puissance de 100 MW, ce qui en fait la plus puissante au monde dans sa catégorie.

Deux vitesses de réaction différentes pour un réseau stable

Concrètement, la centrale est composée d’un parc de batteries de 42 MW et d’un parc de supercondensateurs de 58 MW/30 secondes. Ces deux technologies présentent des caractéristiques très différentes, en particulier en termes de rapidité d’action. Les supercondensateurs peuvent se charger et se décharger très rapidement, fournissant ainsi des pics de puissance très élevés en quelques secondes. Leur capacité de stockage reste cependant limitée. Les batteries, en revanche, stockent davantage d’énergie, mais se rechargent et se déchargent plus lentement.

Dans l’installation de Xinzhou, les supercondensateurs gèrent les fluctuations ultrarapides (à l’échelle de la milliseconde) du réseau, notamment lorsque des réactions quasi instantanées sont nécessaires. Les variations plus lentes sont, quant à elles, absorbées par les batteries. L’ensemble est géré par un système spécialisé de gestion de l’énergie, dans l’objectif de maintenir la fréquence du réseau dans une plage très serrée de ± 0,02 Hz.

Évaluée à environ 670 millions de yuans (80 millions d’euros), la centrale devrait voir sa puissance doubler lors d’une deuxième phase déjà prévue, portant alors la puissance totale à 200 MW. Ce modèle est d’ailleurs appelé à être reproduit dans d’autres régions de Chine. Hors du pays, nous avons déjà vu un autre projet similaire, notamment le projet pilote ViSync d’une puissance de 18 MW aux Îles Canaries.

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L’AIEA prévoit près de 1000 GWe de centrales nucléaires d’ici 2050, soit plus du double que le parc actuel. Ces centrales, il faudra bien les alimenter en uranium. Et si cet uranium venait de l’eau de mer ? Une idée qui n’est pas toute neuve, mais qui prend de l’ampleur à mesure que s’accroît le parc mondial. Mythe ou réalité, c’est ce que nous allons voir.

Les eaux des océans contiennent de nombreuses substances dissoutes  : outre le sel, bien sûr, et déjà largement exploité, on trouve plus de soixante-dix éléments, comme le lithium, le cobalt, le titane, le molybdène, le vanadium ou le nickel. Mais aussi l’uranium, à la 13ᵉ position. Sa teneur reste infime, à 3,3 microgrammes par litre, c’est-à-dire qu’un kilomètre-cube d’eau de mer ne contient qu’à peine plus de 3 tonnes d’uranium.

Mais les océans sont vastes ! De sorte que dans la totalité de leur volume, on trouve plus de 4 milliards de tonnes d’uranium, soit de l’ordre de mille fois plus que dans les gisements terrestres actuellement identifiés. C’est dire à quel point la ressource est colossale !

Des fibres dopées pour adsorber lentement l’uranium

L’uranium contenu dans les océans provient des fleuves, ces mêmes fleuves qui trouvent leurs sources dans les montagnes et leurs abords, et qui, par une patiente érosion, emportent les petites quantités d’uranium présentes dans les roches et dans les sédiments. L’érosion du littéral y participe également. Ainsi, ce sont de l’ordre de 76 000 tonnes qui sont ajoutés dans les océans chaque année, c’est-à-dire de l’ordre de la consommation en uranium du parc actuel.

Pour le récupérer, la solution la plus efficace identifiée aujourd’hui se base sur des substances adsorbantes, par exemple, des fibres de polyéthylène dopées de substances spécifiques comme l’amidoxime. Ces fibres sont trempées dans l’océan, par une station en surface, ou directement ancrées au fond. Les fibres sont agitées par les courants marins, et absorbent peu à peu l’uranium. Les fibres sont ensuite récupérées, retraitées avec des solutions acides destinées à en extraire l’uranium absorbé et à régénérer les fibres, puis elles sont réutilisées dans un nouveau cycle.

Schéma de principe d’une installation d’extraction de l’uranium marin par adsorption / Image : Dungan et al. 2017

Des expériences réussies

Ce principe a fait l’objet de plusieurs essais, en laboratoire, ou en conditions réelles, notamment au Japon, sous l’impulsion de Tamada. Les chercheurs japonais ont pu ainsi démontrer avoir récupéré 1,5 g d’uranium par kilogramme d’absorbant après 30 jours de trempage dans une eau de mer à 30 °C. D’autres expériences, dont celles de l’Oak Ridge National Laboratory ont pu montrer des performances encore supérieures.

Ainsi, l’extraction de l’uranium d’eau de mer est aujourd’hui un principe établi du point de vue expérimental. Qu’en serait-il toutefois d’un déploiement à l’échelle industrielle ? Les choses deviennent plus compliquées. En premier lieu, l’échelle de l’infrastructure à mettre en place. Des évaluations ont montré que pour fournir la totalité du parc estimé par l’AIEA pour 2050, un peu inférieur à 1000 GWe, il faudrait installer dans l’océan plus de 1,5 million de tonnes d’adsorbants ; pour donner un ordre de grandeur, la production mondiale de plastique s’élève à environ 400 millions de tonnes. La quantité de matière à mettre en œuvre est ainsi très importante, mais compatible avec les capacités industrielles actuelles.

Un prix élevé pour l’uranium marin

Second écueil, le prix. Les estimations de prix de l’uranium marin sont très variables, et dépendent notamment de l’efficacité d’absorption et des rythmes de rotation des matériaux adsorbants ; elles conduisent à un prix compris entre 130 et 550 $/lb (dollars par livre d’oxyde d’uranium U₃O₈, le fameux « yellow cake »). Soit nettement plus que le prix de marché actuel, qui, en 2025, était de l’ordre de 75 $/lb.

Cet aspect n’est pas forcément rédhibitoire, car le prix unitaire de l’énergie nucléaire (LCOE, pour Levelised cost of energy) est largement dominé par l’amortissement du coût de construction de la centrale. De sorte qu’il peut être estimé qu’une telle hausse du prix de l’uranium, s’il devait venir des océans, ne serait pas directement répercutée sur les prix de l’électricité. On estime ainsi qu’un quintuplement du prix de l’uranium n’augmenterait le coût de production que de l’ordre de 20 %.

L’uranium marin est un gisement réellement exploitable

L’uranium marin est-il donc une ressource réelle ? La réponse est oui : les technologies existent, les capacités industrielles doivent être créées, mais ne correspondent pas à une échelle inatteignable, et le prix n’est pas forcément rédhibitoire. La Chine, elle, y croit : elle a lancé depuis 2021 des essais en vraie grandeur. Les autres pays restent toutefois très timides sur ce sujet, plus dans une posture d’attente que lancés dans une politique volontariste.

Nous pouvons relever que la France dispose de la plus grande Zone économique exclusive (ZEE) du monde, où elle exerce un droit souverain sur les ressources océaniques. Nul doute que parmi cette immense surface, il existe des sites favorables à l’extraction de l’uranium marin. La France pourrait-elle ainsi devenir, grâce aux océans, une grande puissance de l’uranium ?

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C’est désormais officiel : les études d’installation du SMR de Calogena sur le site nucléaire de Cadarache (Bouches-du-Rhône) vont bientôt pouvoir commencer. Il s’agit enfin d’un signal positif pour la filière française des SMR qui est bousculée par la concurrence internationale.

Les SMR, ces petits réacteurs nucléaires qui suscitent de nombreux espoirs dans la course à la décarbonation, seront-ils prêts à temps pour réellement participer à la transition énergétique ? C’est la question que semble se poser la Commission de régulation de l’énergie, dans son dernier rapport concernant leur insertion dans les systèmes énergétiques. Leur place dans le secteur de la production d’électricité semble loin d’être promise tant les alternatives sont nombreuses. Le dense réseau électrique rend pertinent le développement la construction de réacteurs nucléaires conventionnels, tandis que les moyens de production d’énergie renouvelables peuvent être déployés dès maintenant, et rapidement.

Des réacteurs nucléaires qui ne produisent que de la chaleur

En revanche, le sujet de la production de chaleur est autrement plus complexe, et aucune solution, mis à part le recours à la biomasse, ne prend réellement le pas sur les autres. Pour cette raison, la CRE estime que les SMR thermiques sont les plus prometteurs. Ces derniers, grâce à leur conception sûre, et leur faible emprise, pourraient parfaitement s’adapter aux besoins des réseaux de chaleur urbains ou des sites industriels nécessitants de la chaleur.

Parmi eux, Calogena joue les figures de proue et s’impose comme l’un des projets français les plus aboutis. D’ailleurs, un potentiel déploiement de son premier prototype CAL30, capable de développer une puissance thermique de 30 MWth, avait été envisagé sur le site de Cadarache, centre de recherche français sur l’énergie nucléaire situé dans les Bouches-du-Rhône. Cette idée vient d’être officialisée grâce à une lettre d’intention signée avec le CEA. Celle-ci marque le démarrage des études d’implantation de ce premier prototype sur le site nucléaire. Pour Calogena, l’objectif est simple : devenir la première société à disposer d’un SMR prêt à l’horizon 2030.

Les SMR seront-ils industrialisés à temps ?

Malgré cette bonne nouvelle, le futur rôle des SMR dans la décarbonation de l’Europe n’est pas encore assuré. Comme le rappelle la CRE, le développement massif des SMR passera par leur industrialisation, et donc par une uniformisation de la réglementation à l’échelle européenne pour rendre cette dernière possible. De plus, il est nécessaire que les filières d’approvisionnement en combustible nucléaire soient opérationnelles.

Dans le même temps, la décarbonation de la chaleur en France ne peut attendre. Les filières de production de chaleur, qui sont subventionnées par le Fonds Chaleur de l’ADEME, ne cessent de se développer. Si la biomasse énergie occupe un rôle majeur dans cette décarbonation, la géothermie dispose également d’un fort potentiel. Enfin, concernant la chaleur industrielle, les SMR vont devoir se faire une place parmi d’autres sources de chaleur comme celle produite à partir de résidus fatals, comme c’est le cas à Fos-sur-Mer.

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Décidément, l’année 2025 ne restera pas dans les mémoires pour le développement de l’éolien en France. Aucun développeur n’a voulu répondre à l’appel d’offre AO7 pour cause de prix trop bas, et de difficultés techniques trop importantes. 

On le voyait venir depuis plusieurs mois, mais c’est désormais officiel : l’appel d’offre AO7, portant sur la construction d’un parc éolien en mer de 1 GW au large de l’île d’Oléron, a été déclaré infructueux. À la clôture du dépôt des offres, le 2 avril dernier, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) n’avait reçu aucun dossier sur son bureau. Et pour cause, au fil des mois, les 9 candidats, présélectionnés en 2023, se sont tour à tour désistés, parmi lesquels : Total Energies, RWE, Skyborn Cobra, Iberdrola, Qair, EDF ou encore Engie via Ocean Winds.

Cette situation s’explique notamment par les caractéristiques spécifiques de ce projet qui doit être construit, rappelons-le, à 40 km des côtes au large de l’île d’Oléron. D’une puissance totale de 1 gigawatt (GW), il doit être composé de 35 à 70 éoliennes pour un budget compris entre 1,5 et 3 milliards d’euros.

Selon la CRE, qui a consulté les différents candidats pour en apprendre plus sur les raisons de cet échec, les conditions propres au site d’Oléron ont beaucoup pesé dans la balance. En effet, le projet présente des conditions bathymétriques rares en grande profondeur. Comprenez que s’il avait été mené à bien dans ces conditions, il serait devenu le parc éolien posé le plus profond du monde, avec des profondeurs pouvant atteindre les 70 mètres. À titre de comparaison, le fond marin du parc de Saint-Nazaire est compris entre 12 et 25 m de la surface. Le projet aurait donc nécessité « des solutions technologiques non réplicables sur d’autres projets ». De plus, le site fait face à des contraintes météo-océaniques fortes. L’ensemble de ces spécificités ont été jugées incompatibles avec le prix fixé par l’appel d’offre, à savoir 100 €/MWh.

Des spécificités françaises qui compliquent les réponses aux appels d’offre

Mais pour l’éolien en mer français, le mal est plus profond, en témoigne le déroulement du parc AO8 dont la remise des offres et la délibération ont eu lieu simultanément à l’AO7. Seules deux entreprises ont répondu à ce parc situé dans la Manche. La situation fait également écho à l’appel d’offre du parc Bretagne-sud, pour lequel le gagnant s’était désisté au dernier moment.

Dans sa délibération concernant AO7 et AO8, la CRE fait mention de plusieurs facteurs qui expliquent la faible participation aux procédures, et au manque de réponse aux parcs éoliens offshore. Parmi ces facteurs, on retrouve sans surprise la hausse des coûts d’approvisionnement qui peut atteindre 40 %, rien que pour la fourniture des turbines. D’ailleurs, les porteurs de projet ont indiqué que la faible compétition concernant la fabrication européenne de turbines nuit à la compétitivité de celles-ci. Plus surprenant, il semblerait que les conditions de raccordement prévues par les cahiers des charges limitent le choix des aérogénérateurs compatibles, la tension de raccordement étant fixée à 132 kV. Ils évoquent également des incertitudes concernant l’impact sur les projets d’éventuelles contraintes militaires, ainsi que l’impact des mesures de protection de la biodiversité.

Un nouvel appel d’offres à formuler

D’un point de vue plus administratif, les porteurs de projets dénoncent un délai trop important entre la remise des offres, et le bouclage financier, ainsi que la place trop importante laissée au prix dans la notation définitive.

Pour assurer un plus grand taux de réponses aux prochains appels d’offres, la CRE et le ministère de l’Énergie et de l’Industrie vont vraisemblablement devoir prendre en compte ces problématiques et faire évoluer les conditions des cahiers des charges. Concernant le futur parc Oléron 1, il semblerait que le recours à de l’éolien flottant pour une nouvelle procédure de mise en concurrence soit envisagée.

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Après Tesla, c’est désormais au tour de BYD d’annoncer un nouveau produit de stockage de taille XXL. La semaine dernière, le géant chinois a présenté un système qui bat actuellement le record mondial de capacité.

Le 18 septembre, BYD a dévoilé une batterie géante dotée de la capacité unitaire la plus élevée au monde : 14,5 MWh. C’est près de trois fois plus que celle du Megapack 3 de Tesla (5 MWh), la toute dernière version récemment présentée par le constructeur américain. Le système est baptisé « Haohan », et en son cœur se trouve la cellule Blade de 2 710 Ah développée par BYD, elle aussi annoncée comme la plus grande au monde avec une capacité jusqu’à trois fois supérieure aux batteries classiques.

L’un des atouts majeurs de Haohan réside dans sa densité énergétique. Alors qu’une unité standard de six mètres offre en moyenne entre 6 et 7 MWh, BYD atteint 10 MWh sur la même dimension. Cette performance s’explique par un ratio cellule-système (taux d’occupation des cellules) de 52 % — inédit aussi selon le constructeur. L’entreprise affirme par ailleurs que sa technologie pourrait réduire de 70 % les coûts de maintenance d’une centrale de stockage. Et dans une élogieuse présentation sur LinkedIn, le dispositif est décrit comme étant une technologie capable de poser « les bases solides pour l’arrivée de l’ère des centrales électriques de niveau TWh ».

Vers une meilleure version d’ici 2026

Dans sa feuille de route, BYD préparerait déjà une version plus performante de Haohan. Les améliorations prévues comprennent notamment la maintenance prédictive et l’intégration du refroidissement liquide permettant d’augmenter la sécurité, la performance et la durée de vie. Par ailleurs, le fabricant envisage de développer des systèmes hybrides de stockage d’énergie solaire et hydrogène. Grâce à toutes ces avancées, la marque vise à porter le rendement global de sa nouvelle batterie à plus de 95 % d’ici 2026.

L’afflux actuel de nouvelles solutions montre à quel point la concurrence s’intensifie sur le marché du stockage d’énergie par batteries à grande échelle. Rien que cette année, plusieurs produits ont été dévoilés, chacun cherchant toujours à mieux répondre aux besoins du réseau. Haohan est arrivé juste après le lancement du Mégablock de Tesla, un système de 20 MWh composé de quatre Megapack. Plus tôt cette année, Sungrow a présenté son PowerTitan 3.0 décliné en trois versions (3,45 MWh, 6,9 MWh et 12,5 MWh), tandis que CATL a lancé son Tener Stack, un dispositif formé de deux conteneurs offrant un total de 9 MWh de capacité.

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2,7 milliards d’euros. Voilà le coût estimé par RTE pour raccorder le futur plus grand parc éolien français au réseau électrique national. Colossal, ce chiffre s’explique pourtant par de nombreuses différences techniques par rapport aux raccordements réalisés jusqu’à présent.

Peu à peu, les contours du parc éolien en mer Centre Manche 1 (CM1 pour les intimes) commencent à se dessiner. Celui que l’on pourrait considérer comme le premier des « grands parcs » éoliens offshore, avec sa puissance de 1,05 GW, devrait être mis en service en 2032, à une trentaine de kilomètres au large des côtes du Cotentin. Parmi les plus importants défis de ce projet, le raccordement tient une place de choix. D’ailleurs, depuis le 2 septembre, une enquête publique permet aux citoyens de donner leur avis sur ce raccordement, qui devrait permettre l’acheminement de l’électricité depuis le parc jusqu’au poste de transformation de Menuel, situé dans la petite commune de L’étang-Bertrand.

Parmi les documents fournis à l’occasion de cette enquête publique, le mémoire descriptif partage de nouvelles indications sur le coût du projet et de son raccordement. On y apprend que l’État français estime le coût du projet dans sa globalité, c’est-à-dire des parcs Centre Manche 1 et Centre Manche 2, entre 8 et 10 milliards d’euros. Cette enveloppe inclurait un total de 2,7 milliards d’euros pour le seul raccordement de Centrale Manche 1 !

Ce chiffre a de quoi surprendre, en particulier quand on le compare au montant des raccordements de parcs comme celui de Saint-Brieuc ou de Fécamp, qui avoisinaient les 260 millions d’euros en 2020.

Une liaison en courant continu

Néanmoins, à y regarder de plus près, plusieurs facteurs expliquent ce bond colossal entre les 259 millions d’euros investis par RTE pour le parc Ailes Marines et les 2,7 milliards envisagés pour Centre Manche 1. D’abord, la puissance de CM1 devrait dépasser le gigawatt, ce qui représente le double du parc de Saint-Brieuc.

Outre la puissance importante du parc, la distance de raccordement maximale du CM1 dépasserait les 100 km avec 75 km de liaison sous-marine et 35 km de liaison souterraine. De ce fait, le choix d’un raccordement de type HVDC s’est imposé afin de ne pas avoir à composer avec la gestion de l’énergie réactive, une forme d’énergie inhérente au courant alternatif, qui devient problématique sur des câbles de longues distances. Or, si une liaison en courant continu coûte généralement moins cher qu’une liaison dimensionnée pour le courant alternatif, les stations de conversion qu’elle nécessite de part et d’autres sont très onéreuses. D’ailleurs, compte tenu de ce choix technologique, et contrairement à d’autres projets éoliens offshore, c’est RTE qui a la charge de financer et construction la sous-station du parc CM1, ce qui modifie considérablement son périmètre d’intervention, et donc le coût correspondant.

Lors d’une précédente estimation, le coût de raccordement du parc CM1 avait été estimé entre 1,3 et 1,7 milliard d’euros. Il semblerait que cette hausse, qui reste très importante, soit due à une analyse plus poussée des conditions bathymétriques et géologiques du tracé à couvrir, mais également à la hausse de prix des matières premières. Enfin, une partie du système de raccordement a été mutualisée pour anticiper le déploiement du futur parc Centre Manche 2 qui sera située à proximité directe du premier parc.

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TotalEnergies et l’allemand RWE ont remporté le 8ᵉ appel d’offres éolien en mer français. Mais entre restructurations et coûts en hausse, l’avenir du projet Centre Manche 2 reste fragile.

Le gouvernement Bayrou a créé la surprise, juste avant son départ, en attribuant au français TotalEnergies et à l’allemand RWE le huitième appel d’offres éolien en mer français. D’une puissance de 1,5 gigawatt (GW), le projet Centre Manche 2 ne dissipe pas pour autant les inquiétudes du secteur.

TotalEnergies entre dans le cercle fermé des développeurs éoliens en mer français

Voilà un nouvel entrant dans le cercle très fermé des développeurs de parcs éoliens en France. Pour la première fois, un grand parc éolien en mer tricolore ne sera pas confié à EDF ou à Engie, les acteurs historiques. L’appel d’offres éolien offshore AO8 est donc confié au tandem franco-allemand formé par les géants des énergies fossiles TotalEnergies et RWE. Jusqu’ici, seuls deux projets avaient échappé aux mastodontes français : Saint-Brieuc (Iberdrola) et Bretagne-sud (Elicio et BayWa r.e.).

L’arrivée de TotalEnergies vient compléter l’activité du groupe, déjà présent dans le solaire et l’éolien terrestre. La victoire de l’alliance franco-allemande s’expliquerait notamment par son choix de privilégier des turbines fabriquées en Europe, là où EDF envisageait un recours partiel à des équipements chinois.

RWE fragilisé par des difficultés financières

Mais derrière cette annonce se cachent de sérieuses incertitudes. Comme nous l’avions écrit, RWE traverse une période délicate. Sous pression du fonds activiste Elliott, l’énergéticien a annoncé une coupe de 10 milliards d’euros dans ses investissements verts d’ici à 2030, faute de rentabilité suffisante.

Ses équipes en France sont en cours de restructuration, et un retrait du projet n’est pas exclu. Dans ce cas, TotalEnergies pourrait reprendre seul la barre, sous réserve de l’aval du ministère de l’Énergie.

Une filière européenne sous tension

La fragilité de RWE reflète en réalité une tendance plus large : la filière éolienne offshore européenne est secouée par la hausse des coûts de construction, l’explosion des taux d’intérêt et les incertitudes géopolitiques.

L’abandon du projet prévu au large d’Oléron, faute de candidats, en est révélateur. Même en Allemagne, où l’éolien en mer constitue une priorité, le gouvernement évoque désormais une « optimisation » des déploiements afin de contenir les coûts.

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