Symptomatique des difficultés inhérentes à l’éolien offshore européen, les Pays-Bas viennent à leur tour d’essuyer un échec pour l’appel d’offres d’un parc éolien de 1 GW. Aucun candidat n’a tenté sa chance, à cause de l’absence de certitudes financières. Face à cette situation qui se généralise, les pays européens doivent trouver des solutions pour respecter leurs objectifs de décarbonation. 

Après la France, avec Oléron 1, ou l’Allemagne avec son projet éolien de 2,5 GW, c’est au tour des Pays-Bas de ne recevoir aucune réponse à un appel d’offres, pour le site Nederwiek I-A, en mer du Nord. D’une capacité envisagée de 1 GW, ce parc devait prendre place sur un site de 150 km², et être construit à partir de 2030. Cependant, le 30 octobre, à la clôture de l’appel d’offres, aucun candidat n’avait soumis d’offre. Pourtant, les critères d’appel d’offres avaient été ajustés pour le rendre plus attrayant à cause de précédents déboires du même ordre, mais cela n’aura pas suffi. 

Sophie Hermans, ministre néerlandaise du Climat et de la Croissance verte, a pris la parole à ce sujet, et a déclaré : « Cela confirme que nous sommes entrés dans une situation de marché dans laquelle le soutien du gouvernement est crucial pour empêcher le développement éolien offshore de s’arrêter ».

Depuis deux ans, le contexte économique a beaucoup changé pour l’éolien offshore, et les hausses des coûts réduisent les marges des promoteurs, ce qui réduit leur volonté d’investir. En parallèle, la filière industrielle peine à se développer à l’échelle de l’Europe. 

Les contrats pour la différence, véritable solution à cette situation ?

Face à cette situation, les pays européens misent de plus en plus sur les CfD (Contract for difference) pour apporter une sécurité aux promoteurs. Le CfD est un instrument financier qui prend la forme d’un contrat entre le producteur d’électricité et l’État, qui protège le producteur de la volatilité des prix d’électricité. Avec ce fonctionnement, l’État complète le revenu du producteur quand les prix de marché sont plus bas qu’un tarif de référence, et récupère la différence lorsque les prix de marché sont plus élevés.

Les CfD se sont progressivement implantés dans de nombreux pays comme le Royaume-Uni, la France, la Belgique ou l’Irlande. Face à des appels d’offres infructueux, d’autres pays se tournent vers cette solution comme l’Allemagne ou le Danemark. Les Pays-Bas souhaitent également opter pour les CfD, mais ces derniers ne seront pas effectifs avant 2027. En plus de ces contrats, la mise en place de nouveaux objectifs européens en matière d’installation d’éoliennes offshore permettrait à la filière d’avoir des certitudes, et de s’organiser en conséquence.

Enfin, un soutien financier par des institutions publiques semble crucial pour aider les développeurs à faire face aux investissements nécessaires dans un contexte plus houleux que jamais. Récemment, la Banque européenne d’investissement (BEI) a accordé un prêt de 500 millions d’euros à Iberdrola pour permettre le déploiement de la ferme offshore Windanker, en Allemagne.

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Loin d’être une simple formalité, la modification des heures creuses nécessite une réorganisation importante des habitudes de production d’électricité. Si ce travail a été fait pour la France métropolitaine, les DOM ne sont pas encore prêts à sauter le pas. 

C’est une petite révolution. Depuis le 1ᵉʳ novembre, de nouvelles heures creuses sont appliquées en journée pour valoriser l’électricité produite à partir du soleil, en milieu de journée. Néanmoins, tous les Français ne peuvent pas en bénéficier. Et pour cause, le nouveau système ne s’applique qu’à la métropole et à la Corse. La Guadeloupe, la Martinique, la Guyane ou encore la Réunion n’y ont pas (encore) droit.

Un risque de déstabilisation sur ces réseaux non interconnectés

Et pour cause, les zones non interconnectées, qui ne profitent pas de connexions au réseau européen, ont des habitudes de production et de consommation différentes de la métropole. En outre, leurs moyens de production électrique, encore principalement basés sur les énergies fossiles, sont moins stables, moins dimensionnés et moins modulables. Dans ce contexte, une modification mal anticipée des heures creuses pourrait déstabiliser tout le réseau et provoquer des coupures.

Dans ces zones souvent insulaires, les tensions sur le réseau sont récurrentes. En Guadeloupe, il y a quelques semaines, EDF Archipel Guadeloupe a dû appeler la population à la sobriété pour éviter les coupures. Si la situation n’était pas critique, elle était tout de même considérée comme tendue. En plus de conditions climatiques défavorables, la centrale thermique Albioma du Moule, en pleine conversion du charbon vers la biomasse, a subi un incident technique affectant l’ensemble du réseau.

Une mise en place progressive

Malgré tout, des expérimentations sont menées auprès de 2 000 clients depuis peu à La Réunion, et sur 4 000 clients dès 2026 en Guadeloupe, pour tester la pertinence des heures creuses entre 10 et 15 heures. Ce test devrait donner de nombreuses données à EDF pour démocratiser les heures creuses en journée dans les DOM.

D’ailleurs, rappelons que les heures creuses méridionales avaient été testées dès le début de l’année 2025 en Corse, avant d’être généralisées à tout l’Hexagone. À l’issue de ce test, 90 % des 2500 clients concernés s’étaient dit satisfaits de la nouvelle répartition.

Dans ces régions non interconnectées, où les énergies fossiles sont encore très importantes, la modification des heures creuses pourrait être un levier non négligeable à la décarbonation de leur mix électrique.

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Le feuilleton de l’EPR de Flamanville continue. Presque un an et demi après le premier chargement de son combustible, voilà que le réacteur vient d’atteindre les 80 % de puissance et vise les 100 % dans les prochaines semaines. Néanmoins, comme tout démarrage d’un nouveau réacteur, la liste des imprévus s’allonge.

Autour du réacteur n°3 de la centrale nucléaire de Flamanville, les jours passent, mais ne se ressemblent pas. EDF fait face à un contre-la-montre ambitieux pour mener le premier EPR français à la pleine puissance avant la fin de l’automne, c’est-à-dire avant le 21 décembre. L’énergéticien enchaîne donc les succès, mais également les difficultés.

Par exemple, ce 18 novembre, l’EPR a dû être déconnecté du réseau et a dû fonctionner au ralenti, la faute à une vanne du circuit secondaire. Cette dernière s’arrêtait de manière intempestive, entraînant l’arrêt automatique de la production d’électricité. Heureusement, la panne a été résolue en moins de 48 heures, et le réacteur a été reconnecté au réseau le 20 novembre.

1 200 MW sur les 1 620 MW déjà atteints

En parallèle, EDF a mené à bien tous les essais dynamiques à 60 % de puissance. Ces essais sont déterminants, et ont pour objectif de valider en conditions réelles la robustesse et la réactivité de l’installation. Parmi les tests réalisés, on peut citer un arrêt manuel du réacteur, le déclenchement de la turbine, une opération d’îlotage ou encore des variations rapides de puissance.

L’EPR a même pu atteindre le palier de 80  %, autour de 1200 mégawatts électriques (MWe). Désormais, d’autres essais vont avoir lieu à ce niveau de puissance avant d’espérer atteindre les 100 %. D’ailleurs, EDF devra obtenir l’autorisation de l’Autorité de sûreté du nucléaire et de radioprotection (ASNR) avant de pouvoir dépasser les 80 %.

La pleine puissance, avant un arrêt d’un an

C’est seulement une fois le réacteur poussé à sa pleine puissance que l’on connaîtra la puissance réelle du réacteur.  Si l’EPR était donné à 1620 MWe de puissance nominale, il se pourrait que cette dernière soit, en réalité, légèrement inférieure. Des rumeurs circulent sur une baisse de puissance de l’ordre de 35 MW, soit 2 % du total initial.

Une fois les essais réalisés à pleine puissance, il faudra cependant attendre avant de voir Flamanville 3 atteindre son rythme de croisière. Le prochain arrêt pour maintenance du réacteur est déjà programmé au 26 septembre 2026. Cet arrêt réglementaire devrait ressembler à une visite décennale, associée à un check-up complet. Durant cette visite, des essais de pression devraient être réalisés sur le circuit primaire, et l’étanchéité de l’enceinte de confinement devrait également être contrôlée. Enfin, de nombreuses modifications devraient avoir lieu comme le remplacement du couvercle de la cuve, ou encore des évolutions du contrôle commande. Au total, l’opération devrait durer 350 jours.

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Si la gestion des batteries en fin de vie pourrait être considérée comme une contrainte, deux startups françaises ont décidé d’en faire une force pour dynamiser la filière européenne de production de batteries chimiques. Au cœur de cette ambition : le recyclage des batteries de type sodium-ion. 

Voilà maintenant huit ans que Tiamat travaille d’arrache-pied pour développer et industrialiser la technologie des batteries sodium-ion. Spin-off du CNRS, la startup française y voit un potentiel énorme grâce à une composition sans lithium ni cobalt, ainsi qu’une grande stabilité chimique et thermique.

Tiamat a franchi des étapes importantes du développement, et a même lancé un produit grand public équipé de sa technologie, à savoir une visseuse portative commercialisée chez Leroy Merlin. Actuellement, l’entreprise construit son usine de production à Amiens, qui devrait produire environ 1 million de batteries dès 2027, et atteindre les 5 GWh de production de batteries par an à long terme.

Pour autant, l’entreprise ne compte pas s’arrêter à la simple production de batteries et veut construire un véritable écosystème circulaire, permettant le recyclage de ses propres batteries pour en produire de nouvelles. Pour y parvenir, Tiamat s’est associé à une autre startup française qui a le vent en poupe : Mecaware.

Procédé NaCRe : objectif circularité

La startup Mecaware a pour vocation de récupérer des matériaux stratégiques grâce au recyclage de batteries. L’entreprise a notamment développé une technologie brevetée qui permet l’extraction de métaux comme le lithium, le cobalt ou le manganèse en circuit fermé, sans produit d’effluents polluants et sans apport énergétique particulier.

Les deux entreprises françaises ont donc décidé d’unir leurs forces autour d’un projet intitulé « Procédé NaCRe ». Ce projet vise à développer un procédé de recyclage adapté aux batteries sodium-ion. Prometteur, il a notamment été retenu pour un appel à projets FEDER (Fonds européen de développement régional) Hauts-de-France.

Les deux entreprises espèrent mettre en service un démonstrateur dès septembre 2026, et finaliser les études technico-économiques d’ici aout 2027. Si tout va bien, un projet pilote pourrait être construit à l’horizon 2030, avec une capacité de production de 17 tonnes de matériaux par an. À terme, le procédé NaCRe devrait intégrer l’usine Tiamat d’Amiens pour produire de nouvelles batteries à partir de sodium recyclé.

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Les principaux acteurs français de l’éolien offshore implorent le gouvernement français d’agir rapidement, pour éviter de mettre en péril la filière de l’éolien en mer. Entre déconvenues, licenciements et appels d’offres infructueux, la situation est plus critique que jamais. Un constat qui ne se limite cependant pas aux frontières de l’Hexagone.

France Renewables Offshore, alliance qui regroupe les principaux acteurs régionaux de l’éolien offshore (Bretagne Ocean Power, Normandie Maritime, Neopolia, Aquitaine Blue Energies, Wind’Occ, SudEole), a choisi les Assises de la mer pour faire passer un message clair au gouvernement : la filière française de l’éolien offshore, et plus globalement des énergies marines, va mal.

Dans un communiqué, l’alliance dénonce l’inaction du gouvernement envers la filière, qui met directement en danger des entreprises du secteur, en particulier les TPE, les PME et les ETI. France Renewables Offshore cite particulièrement l’absence de projets sur les côtes des Pays de Loire, et des projets trop éloignés du littoral au large de la Nouvelle-Aquitaine. Il résulte de cette situation de grandes incertitudes pour l’équilibre économique de la façade atlantique.

Des appels d’offres infructueux

Plus généralement, les mauvaises nouvelles se sont enchaînées depuis deux ans. France Offshore Renewables dénonce les 360 suppressions de postes de GE Vernova en France, annoncées en septembre 2024, l’échec de l’appel d’offres AO7 au large de l’île d’Oléron, ainsi que l’abandon d’Oléron 2 dans l’appel d’offres AO9.

L’instabilité du climat politique français y est pour beaucoup, et n’a fait que repousser la publication de la troisième Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE3). D’ailleurs, France Offshore Renewables fait également mention d’une montée en puissance de groupes politiques hostiles aux énergies renouvelables depuis la dissolution de l’Assemblée nationale à l’été 2024.

L’éolien offshore dans une tourmente mondiale

En réalité, la souffrance de la filière offshore française n’est que le reflet d’un climat mondial peu propice à l’éolien offshore. Ainsi, les mauvaises nouvelles s’enchaînent un peu partout à travers le monde, en particulier en Occident. Cet été, un appel d’offres allemand concernant un projet de 2,5 GW n’a intéressé personne. La situation vient même de se répéter aux Pays-Bas.

Aux États-Unis, la politique gouvernementale hostile à l’éolien offshore continue à faire trembler les grands groupes qui se retrouvent dans des situations financières délicates. C’est le cas de Vestas, qui vient de renoncer à une nouvelle usine de pales qui aurait dû voir le jour en Pologne.

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Les Philippines sortent les grands moyens pour décarboner leur mix électrique. Fortes d’un climat propice, elles construisent actuellement la plus grande centrale photovoltaïque au monde, d’une superficie de 3 500 hectares. 

C’est un chantier dont le montant dépasse les 3,4 milliards de dollars. À Luçon, plus grande île des Philippines, on construit Terra Solar, un projet amené à devenir le plus grand projet photovoltaïque au monde grâce à 3,5 GW de panneaux solaires. Ces derniers seront associés à un système de stockage d’énergie par batterie (BESS) dont la capacité devrait être comprise entre 4 000 et 4 500 MWh, record elle aussi.

Pour le moment, le projet avance à un bon rythme puisque 778 MW de panneaux étaient déjà installés en juillet. Une partie du site devrait être mise en service dès le début d’année 2026. Son inauguration globale est prévue pour 2027. Le site devrait produire, chaque année, environ 5 TWh d’électricité, soit 5 % de la production totale du pays. Il devrait notamment desservir la région du Grand Manille.

Des conditions climatiques propices

Si les Philippines comptent sur le solaire pour verdir un mix électrique encore largement carboné, ce n’est pas un hasard. L’archipel bénéficie de conditions climatiques avantageuses. La province de Nueva Ecija, où est construit le projet, bénéficie d’un ensoleillement moyen comparable à celui de La Rochelle. Mais de nombreux facteurs autres permettent d’y obtenir une plus grande production d’énergie.

D’abord, les Philippines sont proches de l’équateur, ce qui signifie que le soleil est très souvent haut dans le ciel. Outre les moins grandes variations d’inclinaison entre les saisons, les rayons du soleil ont moins d’atmosphère à traverser pour parvenir jusqu’aux panneaux, ce qui engendre moins de perte d’énergie.

En parallèle, les variations saisonnières des Philippines sont beaucoup moins importantes et beaucoup plus prévisibles qu’en Charente-Maritime. Pour s’en convaincre, il suffit de faire un tour sur le site PVGIS, et de comparer l’irradiation directe normale sur les deux sites. Pour l’année 2022, l’irradiation fluctue entre 115 kWh/m² et 182 kWh/m² aux Philippines avec une moyenne annuelle de 146 kWh/m², tandis qu’elle passe de 31,6 kWh/m² à 225,75 kWh/m² à La Rochelle, pour une moyenne annuelle de 119 kWh/m². Dans ces conditions, le recours au solaire sonne comme une évidence, et devrait permettre au pays de se détacher progressivement du charbon et du gaz fossile, qui constituent encore les 3/4 du mix électrique.

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Quel est le point commun entre cette drôle d’éolienne volante française, et Rafael Nadal ? Une maitrise parfaite de l’effet Magnus, cette force physique qui régit le mouvement d’un objet en rotation. La startup française Wind Fisher pense même que cette force pourrait révolutionner notre manière de produire de l’électricité à partir du vent. 

Et si on assistait à la fin de l’hégémonie des éoliennes telles qu’on les connaît, avec leur mât, leur turbine et leurs trois pales ? Si les prototypes aux architectures fantasques ont toujours existé, une autre forme de dispositif captant l’énergie du vent connaît un intérêt croissant : les éoliennes volantes. Après le modèle dirigeable de SAWES Energy Technology, c’est au tour de Wind Fisher de proposer son prototype d’éolienne volante. Cette fois, il s’agit d’une éolienne aéroportée à effet Magnus, aussi appelée MAG.

Une éolienne volante retenue par un câble

Elle fonctionne sur le principe suivant : une aile cylindrique est gonflée à l’hélium et reliée à la terre par des câbles. En rotation, l’aile génère une force latérale au vent, et tend à s’éloigner de sa base par des mouvements latéraux. Ce mouvement génère une énergie mécanique qui peut ensuite être convertie en électricité grâce à un générateur situé dans sa base.

De par son principe novateur, cette éolienne multiplie les promesses. Elle nécessite beaucoup moins de matériaux qu’une éolienne traditionnelle, et peut afficher un facteur de charge supérieur grâce à la captation de vents plus forts et plus constants, situés en altitude. Le prototype de 15 mètres d’envergure et baptisé MAG15 vient d’être testé à Saint-Maurice-de-Rémens, au nord-est de Lyon, à une altitude d’environ 150 mètres. Les modèles commerciaux devraient plutôt atteindre les 300 mètres d’altitude.

Qu’est-ce que l’effet Magnus ?

L’effet Magnus décrit la déviation que subit un objet en rotation qui se déplace dans un fluide. Il est particulièrement visible dans les sports de balle. Cet effet aérodynamique est à la base du lift au tennis, et permet une meilleure maîtrise de la trajectoire du ballon au basket. D’ailleurs, une vidéo Youtube au succès improbable, datant de 2015, montre parfaitement ce que provoque l’effet Magnus sur un ballon en rotation.

Pour des applications plus concrètes, cet effet a notamment été utilisé pour propulser des navires. L’un des exemples les plus connus est l’Acyclone, un navire commandé par le commandant Cousteau, et construit en 1985 à La Rochelle. D’ailleurs, le remplaçant du Calypso aurait dû être équipé de cette technologie, mais le projet a été abandonné suite au décès du commandant au bonnet rouge.

Un début de commercialisation dès 2026

Les résultats obtenus grâce au prototype MAG15 devraient permettre le déploiement des premières unités commerciales dès 2026. Celles-ci, d’une envergure de 25 mètres, afficheront une puissance de 100 kW. Elles se destinent aux gestionnaires de micro-réseaux, et se veulent idéales pour les sites isolés comme les îles. Entièrement autonome, le MAG 25 peut être déployé en seulement 24 heures. En cas de vent trop fort ou trop faible, un système de treuil permet de ramener automatiquement la voile à sa base, qui prend la forme d’un conteneur maritime.

Dans un deuxième temps, Wind Fisher espère commercialiser des unités appelées MAG80, dont la puissance pourrait atteindre 2 MW. Destinées à la production à grande échelle, elles pourraient être regroupées en parcs de 10 MW à 100 MW.

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EDF fait peut-être face au défi le plus ambitieux de ses presque 80 ans d’existence : mener à bien la construction et l’exploitation de 14 EPR2, tout en faisant face à une dette abyssale de 54 milliards d’euros. Depuis son arrivée, Bernard Fontana s’est remonté les manches et semble s’employer à restructurer l’électricien français. Reste à savoir si ces actions seront suffisantes.

Six mois presque jour pour jour après sa nomination, Bernard Fontana a plus que jamais du pain sur la planche, dans sa mission pour redresser EDF. L’institution fait face à un défi titanesque : mener des investissements d’un montant dépassant les 450 milliards d’euros, tout en composant avec une dette de plus de 50 milliards d’euros.

C’est d’ailleurs pour cette raison précise qu’a été choisi Bernard Fontana. Parfois qualifié de Cost Killer, l’ingénieur a un palmarès impressionnant, et est notamment considéré comme le principal architecte du renouveau de Framatome. Alors appelée AREVA NP, l’entreprise était en grave difficulté financière, en conséquence de certains échecs d’investissement et à la crise post-Fukushima. Il est parvenu à stabiliser l’entreprise tout en lui rendant une ambition nouvelle sur le plan international. Néanmoins, avec EDF, le défi est d’une toute autre mesure.

Optimiser les coûts

Pour pouvoir investir quelque 460 milliards, notamment pour le nucléaire, EDF se doit de créer une dynamique financière positive pour ne pas plomber sa capacité d’emprunt sur les marchés financiers. Dans ce contexte, Bernard Fontana a sorti les grands moyens. Dans une visioconférence réunissant les 1000 premiers cadres d’EDF, il a évoqué la nécessité d’instaurer une forme de réalisme financier.

Cette notion passe dès à présent par une attention particulière portée à la rentabilité des activités. Bernard Fontana a ainsi déclaré qu’EDF allait se recentrer sur ses forces historiques que sont le nucléaire et l’hydroélectricité. En parallèle, le PDG met un point d’honneur à mieux gérer les frais généraux de l’entreprise. Il vise 30 % de réduction des charges de fonctionnement d’ici 2030, ce qui devrait correspondre à 1 milliard d’euros d’économie.

Des ouvertures de capital seraient également à l’étude à l’étranger, avec pour objectif de gagner en marge de manœuvre financière. EDF pourrait ainsi céder sa filiale italienne Edison, et chercherait des partenariats pour EDF Power Solutions aux États-Unis.

Réorganiser le nucléaire

Enfin, pour éviter de reproduire les mêmes erreurs que sur le chantier de l’EPR de Flamanville, une vaste restructuration a eu lieu autour de la relance du nucléaire. Objectif : clarifier les responsabilités entre maîtrise d’œuvre et maîtrise d’ouvrage, accélérer les prises de décision et optimiser la mobilisation des compétences du groupe. Une charte a même été signée avec le syndicat professionnel de l’industrie nucléaire française (Gifen) pour restaurer un climat de confiance entre EDF et ses fournisseurs, et permettre une meilleure gestion du budget.

Reste à savoir si ces premières mesures seront suffisantes pour permettre à EDF de rester à flot. Du côté des syndicats, l’inquiétude est de mise quant aux répercussions concrètes de cette politique d’économie envers les salariés.

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Grand-messe du nucléaire civil mondial, la nouvelle édition du World Nuclear Exhibition, qui se tient du 4 au 6 novembre près de Paris, porte sur la production électronucléaire, mais pas seulement. Cette année, d’autres applications comme la production de chaleur sont mises à l’honneur.

Pendant longtemps considéré comme une source d’énergie polluante et contraire aux politiques environnementales, le nucléaire bénéficie d’un revirement de situation record, en témoigne le discours du ministre de l’Économie Roland Lescure, à l’ouverture de la sixième édition de la World Nuclear Exhibition. Ce dernier a ainsi déclaré : « Ici, nous sommes tous amis du nucléaire – et donc amis de la planète ». D’ailleurs, il faut reconnaître que malgré des défauts importants, en particulier en matière de sûreté et de gestion des déchets, le nucléaire affiche de sérieux arguments pour décarboner la production électrique.

Et pour faciliter le déploiement de l’énergie nucléaire, les projets de SMR continuent de se multiplier. Ils représentent une grande partie des projets dévoilés lors de l’évènement.

Décarboner le mix électrique, mais pas seulement

Mais la particularité de cette édition 2025 réside plutôt dans le lancement d’un nouvel espace dédié aux applications du nucléaire civil qui dépassent la production d’électricité. Vingt projets internationaux sont présentés dans des domaines aussi variés que la médecine nucléaire, l’agriculture, l’exploration spatiale, ou encore l’hydrogène décarboné et la production de chaleur.

On y retrouve des projets de SMR destinés spécifiquement à la production de chaleur comme le CAL-30, un réacteur à eau légère calogène, conçu par Calogena, développant jusqu’à 30 MWth, ou le LDR-50, un réacteur conçu par le Finlandais Steady Energy. D’une puissance de 50 MWth, il se destine à l’alimentation de réseaux de chaleur et de sites industriels.

On y découvre également des projets de dessalement nucléaire par SMR. Au Moyen-Orient, de nombreux pays s’y intéressent. C’est le cas du Koweït, de la Jordanie, de l’Arabie saoudite ou encore de l’Égypte.

L’Europe peine à s’imposer dans ce renouveau du nucléaire

Cette World Nuclear Exhibition se tient dans un contexte mondial où la Russie et la Chine restent les moteurs du nucléaire dans le monde. Alors que la Russie s’impose toujours comme le pays qui exporte le plus sa technologie et son savoir-faire, la Chine avance à un rythme insoutenable pour le reste du monde.

De leur côté, les USA continuent d’accélérer en misant énormément sur les SMR, et des bruits d’alliance avec la Corée du Sud et le Japon s’intensifient. Pour l’Europe, le nucléaire constitue une opportunité importante pour gagner en souveraineté énergétique, à condition de ne pas rater le train en marche. Pour y parvenir, elle nécessitera vraisemblablement une France forte, capable de mener cette dynamique européenne.

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EDF ne veut plus jouer les bons samaritains. Habitué aux projets renouvelables peu rentables, l’électricien français ne veut plus se laisser faire et cherche à revoir les conditions financières du parc Centre Manche 1. Ce dernier affiche le tarif de revente le plus faible de France pour un projet éolien offshore. 

La météo est toujours aussi capricieuse, pour l’éolien offshore. Cette fois, c’est au tour du projet Centre Manche 1 de prendre la grêle. Attribué en mars 2023 à un consortium composé d’EDF Renouvelables et Maple Power, le parc est censé être mis en service en 2032, et produire environ 4,5 TWh d’électricité par an grâce à une puissance totale de 1 GW.

Néanmoins, EDF Renouvelables, qui aurait déjà investi plus de 100 millions d’euros dans le projet, souhaiterait une modification des conditions du projet auprès du gouvernement français. Principal problème : un tarif de revente trop bas, qui rend le projet non rentable dans les conditions actuelles. Et pour cause, depuis 2 ans, les coûts de l’éolien offshore ont grandement augmenté, la faute à une inflation du prix des matériaux, et une hausse de coûts logistiques. On constate également de nombreuses tensions d’approvisionnement à l’échelle mondiale.

Pour ne rien arranger, Maple Power aurait fait part à EDF de sa volonté de se désengager du projet.

Le tarif de revente, fixé à 44,90€/MWh, parait bien faible, quand on le compare à son voisin direct Centre Manche 2. Celui-ci, attribué à Total Énergies et RWE il y a quelques mois, affiche un prix de revente de 66€/MWh.

Une alliance entre EDF et Total Énergies pour sauver les deux parcs Centre Manche ?

Malgré ce tarif de revente plus élevé, RWE a tout de même décidé de quitter le navire, laissant Total Énergies seul à la barre du projet de 1,5 GW et de 4,5 milliards d’euros d’investissement. Ce dernier a toutefois indiqué sa volonté de s’associer avec EDF pour mener à bien le projet. Pour EDF, réaliser les deux parcs Centre Manche pourrait être une solution pertinente pour mutualiser certains coûts et optimiser la rentabilité. Pour les mêmes raisons, Total Énergies pourrait logiquement rejoindre EDF pour la réalisation de Centre Manche 1.

Selon les Echos, dans les circonstances actuelles, EDF n’envisage pas d’abandonner le projet Centre Manche 1, mais ne peut pas prendre de décision finale d’investissement non plus. EDF a environ un an pour restructurer le consortium Éoliennes en Mer Manche Normandie.  Pour le moment, l’objectif de mise en service des deux parcs est maintenu aux environs de 2032.

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