La plus grande batterie redox au monde est en cours de construction au coeur de l’Argovie, au nord de la Suisse. Avec son impressionnante capacité de 2,1 GWh elle devrait participer à une meilleure utilisation des énergies renouvelables. 

Clin d’œil à l’histoire ou simple évidence géographique, l’une des plus grandes batteries au monde est en cours de construction à Laufenburg, à quelques centaines de mètres du poste de couplage de l’étoile. En 1958, c’est ici même qu’est né le réseau électrique européen en permettant l’interconnexion des réseaux français, suisse et allemand. Si les interconnexions sont désormais nombreuses, cette nouvelle installation de stockage, portée par la société FlexBase, devra répondre au nouveau défi du réseau européen : celui de l’optimisation de la production des énergies renouvelables intermittentes.

Pour cela, elle ne sera pas équipée de cellules au lithium, contrairement à la plupart des batteries actuelles, puisqu’elle repose sur une autre technologie : la batterie à flux redox, qui est basée sur l’utilisation d’électrolytes liquides. Ces électrolytes sont ininflammables, peu sujets à la dégradation et affichent une longévité bien supérieure à celle des batteries au lithium. Ces avantages en font un choix idéal pour des batteries de grande capacité.

Dans le top 10 des plus grandes batteries chimiques au monde

Or, les caractéristiques de la batterie de FlexBase sont pour le moins hors-norme. Avec ses 1,2 GW de puissance et 2,1 GWh de capacité, elle se positionne comme la plus grande batterie redox au monde, et entre même dans le top 10 des plus grandes batteries chimique au monde. Sur les 9 autres batteries de ce classement, 8 reposent sur la technologie lithium-ion.

Pour permettre sa mise en service d’ici 2029, les équipes travaillent actuellement à la réalisation d’une fosse de 27 mètres de profondeur, soit la hauteur d’un immeuble de 9 étages. Cette fosse permettra d’enterrer les réservoirs d’électrolytes et donc de limiter leur impact visuel.

La puissance de la batterie est telle qu’elle pourra, en théorie, fournir de l’électricité à 210 000 foyers pendant 24 heures, ou encore à 1 million de foyers pendant 5 heures. Côté financier, le chantier repose seulement sur des fonds privés, et l’enveloppe du chantier a été annoncée entre 1 et 5 milliards de francs suisses.

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Plutôt discrets, certains navires sillonnent pourtant les océans pour transporter des déchets nucléaires aux autre coins du monde. Pour permettre ces transports en toute sécurité, Orano a mis au point le TN Eagle, un conteneur blindé spécialement conçu pour cet usage. 

Il y a quelques jours, le navire Pacific Grebe, battant sous pavillon britannique, faisait escale au port de Cherbourg pour y recevoir étrange chargement. Ce chargement à l’allure étincelante n’est autre que le tout dernier conteneur d’Orano destiné à assurer la sécurité du combustible nucléaire pendant des phases de transport.

D’ailleurs, au premier coup d’œil, difficile de savoir que le Pacific Grebe transporte du combustible nucléaire, tant son profil semble banal. Pourtant, malgré sa discrétion, ce navire est certifié INF3 par l’Organisation maritime internationale pour le transport des matières nucléaires. Cela signifie qu’il a été entièrement conçu pour permettre le transport de combustible nucléaire à travers le monde. Il doit sa certification à des spécificités uniques destinées à assurer sa sûreté, comme par exemple une double coque, un blindage renforcé ou encore des équipements anti-incendies spécifiques. Ce n’est pas tout : le navire dispose même de son propre système d’autodéfense, et embarque à son bord un détachement de la police nucléaire civile britannique.

À l’intérieur, le conteneur, appelé TN Eagle, a été spécialement conçu pour être certifié par les organismes de gestion du nucléaire de plusieurs pays. Après l’Autorité de sûreté du nucléaire (ASN) en 2020, c’est la Nuclear regulatory commission (NRC) qui l’a validé en 2023. La sûreté de ce conteneur, d’une charge utile de 150 tonnes, a été démontrée jusqu’à 100 ans. Sa résistance a même été testée avec un crash à près de 9 mètres de haut.

Un marché voué à exploser ?

Le Pacific Grebe appartient à la Pacific Nuclear Transport Limited (PNTL), l’une des très rares entreprises au monde autorisée à transporter du combustible nucléaire, et en particulier du MOX usé. D’ailleurs, si ce marché représente aujourd’hui 2,3 milliards de chiffre d’affaires (selon Market Research Future), il devrait énormément augmenter dans les prochaines années, notamment avec l’avènement des SMR. On estime même qu’il pourrait atteindre 4,25 milliards de dollars dès 2035.

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Le tirage d’un câble de 700 MW vient de commencer, au large du Finistère. Objectif : relier l’Irlande via les fonds marins pour donner à l’île d’Émeraude sa première connexion avec l’Europe continentale. Sa mise en service est prévue en 2028.

La petite commune de Cléder, dans le Finistère Nord, n’est pas seulement un joyau breton. C’est également la parcelle d’atterrage de l’interconnexion qui va bientôt relier la France et l’Irlande. Nommé « Celtic Interconnector », ce projet lancé en 2013 vise à raccorder les deux terres celtiques grâce à une liaison de 575 km de long entre le Finistère et la province de Cork, pour une puissance de 700 MW. Il s’agira de la plus longue connexion au monde avec la technologie d’isolation en polyéthylène réticulé (XLPE).

Après une première campagne de déroulage du câble réalisée en Irlande l’été dernier, c’est le début des opérations côté français, au large de Cléder. Le câblier Calypso se charge actuellement de dérouler près de 98 km d’une connexion composée de deux câbles de puissance ainsi que de fibres optiques. Le Calypso, un navire ultra-moderne affrété par Nexans pour un an, devrait avancer au rythme de 10 km par jour. Une fois la pose effectuée, un autre navire viendra créer une tranchée dans le fond océanique pour enterrer le câble à une profondeur d’environ 1,50 mètre. Au total, une vingtaine de navires sont impliqués dans le projet Celtic Interconnector.

D’autres campagnes auront lieu en 2027 et 2028, année de mise en service prévue de ce câble qui pourra fournir l’équivalent de la consommation électrique de 450 000 personnes. Côté français, la station de conversion La Martyre, qui aura pour rôle de convertir le courant continu en courant alternatif injectable sur le réseau national, devrait être mise en service à l’été 2026.

Un projet à 1,6 milliards d’euros

Si le chantier du Celtic Interconnector avance à grandes enjambées, la liaison a bien failli ne jamais voir le jour pour des raisons financières. Initialement estimé à 930 millions d’euros, le budget du projet a littéralement explosé pendant la crise du Covid à cause des tensions sur les marchés de fournitures. Désormais, le coût du projet est estimé à 1,6 milliards d’euros. Après réévaluation, la CRE et son homologue irlandaise ont décidé de poursuivre le projet, convaincues par son intérêt économique et stratégique. Rappelons qu’il s’agira de la première interconnexion entre l’Irlande et l’Europe continentale.

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Avec le photovoltaïque, on peut souvent faire d’une pierre, deux coups. Les panneaux solaires peuvent être utilisés pour faire une clôture, un carport, un garde-corps.. Ou une ombrière pour canal d’irrigation. D’ailleurs, une installation de ce type a montré des résultats encourageants pour limiter l’évaporation. 

L’énergie photovoltaïque doit en partie sa croissance à sa capacité d’intégration. Contrairement à l’éolien, qui occupe une place à part entière dans le paysage, le photovoltaïque peut être intégré à de nombreuses installations, ce qui en facilite l’installation. On le retrouve sur des toitures, mais aussi des façades, des garde-corps et désormais des ombrières.

En Californie, une expérimentation est menée depuis 2022 pour étudier l’impact d’une ombrière photovoltaïque sur des canaux. Ce projet pilote, nommé Nexus, se compose d’une structure métallique sur laquelle reposent 1,6 MWc de panneaux solaires. À travers ces années d’exploitation, plusieurs facteurs ont été mesurés, à savoir l’évaporation de l’eau, la prolifération des algues ainsi que la production d’électricité.

L’étude a montré que le dispositif solaire permettait une réduction de l’évaporation comprise entre 50% et 70%. En parallèle, la croissance des algues a chuté de 85%, ce qui permet de maintenir une meilleure qualité de l’eau. Les résultats obtenus sont particulièrement prometteurs, dans un État américain dont l’histoire moderne a été jalonnée de sécheresses d’ampleur.

Selon une estimation, couvrir 4000 km de canaux avec une installation similaire au projet Nexus permettrait d’empêcher l’évaporation de 238 millions de mètres cubes chaque année, soit 95 000 piscines olympiques.

Un démonstrateur similaire bientôt inauguré en France

Une expérimentation similaire va bientôt avoir lieu de notre côté de l’Atlantique, dans la région française qui ressemble le plus à la Californie, à savoir la Provence. Comme dans le Golden State, la Provence profite d’un climat méditerranéen, mais aussi de problèmes d’approvisionnements en eau. Dans ce contexte, la Société du Canal de Provence gère un ensemble d’ouvrages hydrauliques permettant de desservir en eau près de 2 millions d’habitants.

Pour limiter l’évaporation de ces ouvrages, La CSP envisage de mettre en oeuvre des centrales solaires flottantes sur certaines de ses réservoirs, mais également de recouvrir une partie de ses canaux de panneaux photovoltaïques. Pour tester la pertinence de cette solution, une ombrière de 70 mètres de long pour une puissance de 300 kWc devrait être inaugurée cet été à Saint-Maximin-la-Sainte-Baume. Celle-ci recouvrira non seulement le canal mais également ses berges.

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La France ambitionne d’installer 45 GW d’éolien offshore d’ici 2050. Pour rendre cette ambition réalisable, un travail immense attend RTE, qui aura la charge de raccorder l’ensemble de ces parcs. 

RTE vient d’annoncer avoir terminé le raccordement du futur parc éolien en mer Dieppe – Le Tréport. Au total, il aura fallu 4 ans à RTE pour construire un poste électrique 225 000 / 400 000 volts ainsi qu’une double liaison souterraine et sous-marine sur plus de 25 kilomètres.

Plus que le « simple » raccordement d’un parc éolien, cette mise à disposition vient clôturer un chapitre important pour RTE, à savoir la fin du raccordement des 9 premiers parcs éoliens offshore français, que constituaient les appels d’offres AO1, AO2 ainsi que les trois projets pilotes éoliens flottants de Méditerranée. Au total, les travaux de raccordement de ces 9 parcs se seront étalés sur 6 ans, depuis le premier coup de pioche sur la plage nazairienne de la Courance, jusqu’aux derniers essais pour la livraison du parc de Dieppe – Le Tréport.

Mais le plus dur reste à venir pour RTE. Alors que la puissance cumulée de ces 9 parcs culmine à 3 GW, l’État vise un total de 45 GW d’éolien offshore en service d’ici 2050.

Un tiers du budget de RTE consacré au raccordement de l’éolien offshore

À plus court terme, la France vise 18 GW d’éolien en mer en 2037, puis 26 GW en 2040. RTE va donc devoir procéder au raccordement de 15 GW de parcs éoliens en à peine plus de 10 ans. Pour se donner une chance d’atteindre ces objectifs, RTE a développé une stratégie appelée « SMS » qui repose sur la standardisation, la massification et la simplification du développement du réseau, et du raccordement des parcs éoliens. Pour faire simple, cette stratégie se résume à tenter d’uniformiser le plus possible les techniques de raccordement employées pour chaque parc. Cela passe notamment par l’adoption de standards techniques comme des paliers techniques définis en fonction de la puissance des projets.

Côté budget, dans son schéma décennal du développement du réseau (SDDR), publié l’année dernière, RTE a chiffré à près de 37 milliards d’euros le raccordement de 22 GW d’éolien offshore à l’horizon 2040. Cela représente plus du tiers des investissements totaux du SDDR.

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Dualsun lance un nouveau panneau solaire « Made in Europe » éligible à la TVA à 5,5%. D’une puissance de 500 Wc, il doit faire face à une rude concurrence chinoise déjà organisée pour bénéficier de la TVA réduite. 

Dualsun fait partie des principales marques françaises de panneaux solaires. Innovante, notamment avec ses panneaux hybrides qui permettent de produire de l’électricité et de la chaleur, elle est néanmoins souvent critiquée du fait de sa production délocalisée en Chine. Ce positionnement est sur le point de changer.

Encouragée par l’entrée en vigueur de la TVA réduite à 5,5% en octobre dernier, la marque vient de dévoiler une nouvelle gamme de panneaux qui ont la particularité d’être produits en Europe. Cette production continentale permet au premier modèle de la gamme d’atteindre 504,9 kg CO2eq/kWc, ce qui le rend éligible à la TVA réduite.

Outre son empreinte carbone, ce panneau affiche une puissance de 500 Wc grâce à des cellules de type TOPCon N-Type dont le rendement est annoncé à 22,38%. Robuste, le panneau se veut résistant à la grêle (certifié GR4) grâce à un verre épaissi de 3,2mm et un cadre renforcé. Le produit est garanti 25 ans, et son rendement est garanti 30 ans.

Un partenariat industriel européen pour faire face à la concurrence chinoise

En proposant un panneau éligible à la TVA réduite, Dualsun ne prend pas une longueur d’avance face à la concurrence chinoise, mais essaie plutôt de ne pas se faire distancer, et pour cause. L’éditeur du logiciel spécialisé Revolt.eco a mené une étude sur un grand nombre de devis d’installations photovoltaïques depuis octobre 2025, mois de mise en application de la TVA réduite. Les résultats sont saisissants. Durant le mois d’octobre, la part des panneaux éligibles à la TVA 5,5% était infime. Mais en avril 2026, elle représentait déjà 27% des devis totaux. Problème : plus de 80% de ces panneaux bas carbone étaient d’origine chinoise et non européenne.

Déterminé à faire bouger les lignes, Dualsun a décidé de s’associer à Sonnenkraft, un fabricant autrichien créé en 1993, pour produire ces panneaux européens et bas carbone. En mutualisant une ligne de production, les deux entreprises se donnent ainsi une chance de réduire leurs coûts et donc de mieux rivaliser avec l’industrie chinoise.

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EDF cherche des solutions pour limiter des épisodes de surproduction électrique de plus en plus fréquents. Pour y faire face, il compte mettre à contribution les ménages français par le biais d’une expérimentation qui pourrait évoluer vers un tarif réglementé plus flexible. 

Un décret récemment paru vient d’autoriser EDF à mener une expérimentation auprès de 6600 ménages pour tester l’intérêt d’une tarification plus flexible à la place de l’option de base du tarif réglementé. À partir du 1er octobre 2026 et pour une durée d’un an, des abonnés actuels de l’option de base se verront proposer des tarifs avantageux aux heures de surproduction. EDF souhaite voir si ces ménages habitués à un prix fixe du kilowattheure seront capable de modifier leurs habitudes de consommation pour réduire leur facture. Pour les protéger durant cette expérimentation, le décret prévoit que leur facture finale ne puisse pas dépasser le montant qu’ils auraient payé selon leur offre classique.

Durant l’expérimentation, Enedis relèvera des données de consommation fine, toutes les 30 minutes, pour permettre à EDF d’étudier la réaction des ménages aux signaux tarifaires. L’expérimentation aboutira à un rapport d’évaluation destiné au ministre de l’Énergie et à la Commission de régulation de l’énergie (CRE).

De la théorie à la pratique

La part grandissante des énergies renouvelables non pilotables dans le mix électrique commande une plus grande flexibilité concernant la consommation d’énergie. EDF travaille donc à la mise en place de différents leviers permettant d’accroître cette flexibilité.

Sur le papier, la mise à contribution des ménages a beaucoup de sens. D’ailleurs, c’est cette même idée que l’on retrouve derrière les tarifs HP/HC ou encore le contrat Tempo. Néanmoins, ces contrats ne sont pas dynamiques. Dans cette expérimentation, EDF veut savoir quelle part des ménages serait prête à ajuster ses habitudes de vie au jour le jour pour mieux coller aux besoins de consommation du réseau. D’autre part, si cette solution est intéressante sur le papier, il faut qu’elle soit suffisamment facile à mettre en place pour que n’importe quel abonné soit capable de comprendre ces signaux tarifaires et d’agir en conséquence.

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Après le parc éolien de Saint-Brieuc, la ligne d’horizon bretonne devrait être de nouveau bouleversée par l’arrivée de nouveaux projets offshore flottants. Mais le maire de la petite île de Batz n’a pas dit son dernier mot, et espère pouvoir remplacer le projet Bretagne Nord Ouest par des petits réacteurs nucléaires. 

Pourtant inscrit à la PPE3, le projet de parc éolien Bretagne Nord Ouest (BNO) n’est pas le bienvenu, en baie de Morlaix, dans le Finistère Nord. Il est notamment considéré comme trop près des côtes par des élus locaux, des associations et les pêcheurs. Ces derniers s’inquiètent de son impact négatif sur la biodiversité mais aussi sur le paysage, sans pour autant être justifié d’un point de vue économique.

Pourtant, la Bretagne est historiquement déficitaire en production d’électricité, il faut donc trouver des manières de produire de l’électricité. Pour cette raison, le maire de l’Île de Batz a proposé une alternative : installer des SMR de la startup française Stellaria.

Dans une interview donnée à Ouest France, Eric Grall indique que cette solution serait plus intéressante d’un point de vue économique avec un investissement initial moins élevé (1,6 milliards d’euros contre 2,4 milliards d’euros), pour un coût de l’électricité moins élevé. Pourtant, avant même d’envisager cette possibilité d’un point de vue technique, il faut outrepasser le tabou du nucléaire en terre bretonne. L’opposition au nucléaire a toujours été forte en Bretagne, en témoigne l’histoire du projet de centrale de Plogoff, dans le Finistère Sud.

Un projet éolien offshore contesté..

Néanmoins, depuis, de l’eau a coulé sous les ponts. Pour Eric Grall, le nucléaire constitue une bonne alternative à des projets éoliens trop proches des côtes, comme celui de Morlaix.  Depuis les premières propositions, ce parc a déjà bien changé en passant de 110 à 67 éoliennes, et de 2 GW à 1,2 GW de puissance. Mais la zone d’implantation n’a pas été modifiée, les éoliennes seront donc situées à moins de 20 kilomètres de l’île de Batz, de Roscoff ou de Plougasnou. Les élus locaux avaient demandé une étude pour repousser le parc à 40 km du trait de côte, mais cette demande est restée sans réponse.

.. Ou une technologie nucléaire encore immature ?

Si la proposition du maire de l’île de Batz fait réfléchir, elle paraît difficilement applicable. D’abord, la machine est lancée, concernant l’implantation de ce parc éolien, et son inscription à la PPE3 rend un retour en arrière difficile à imaginer. Pour cela, il faudrait des difficultés techniques ou économiques d’ampleur, comme Oléron 1.

La technologie développée par la startup issue du CEA Stellaria est prometteuse, mais elle est encore loin d’être mature. Pour le moment, aucun démonstrateur n’a été mis en service et la startup espère mettre en service son premier réacteur d’ici 2031. Même si les planètes s’alignent, une mise en service de plusieurs réacteurs à l’horizon 2035 semble très ambitieux. Enfin, si Eric Grall proposait Brennilis et l’ïle Longue comme de potentiels emplacements pour les SMR de Stellaria, rien n’indique que les sites disposent des infrastructures électriques suffisantes pour permettre l’injection de l’électricité produite sur le réseau.

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Malgré leurs nombreux avantages, les PAC ne plaisent pas à tout le monde. Sur les réseaux sociaux, des groupes se sont même créés pour tenter de dévaloriser ce système de chauffage bas carbone. 

Si l’électrification des usages sonne comme une évidence pour permettre à la France d’atteindre ses objectifs en matière de décarbonation, elle risque de ne pas faire que des heureux chez les producteurs d’énergie autres que l’électricité. C’est particulièrement vrai dans le domaine du chauffage, qui concentre différents types d’énergie allant de l’électricité au gaz en passant par le fioul ou la biomasse.

Ce contexte de mise en avant des PAC intensifie les tensions, et alimente une guerre de l’information.. ou de la désinformation. Une récente enquête récemment publiée par les médias Politico et Desmog ont montré d’étranges liens entre des groupes Facebook ouvertement opposés aux pompes à chaleurs, et des acteurs nationaux du gaz comme le certificat Les Professionnels du Gaz. En février 2021, ce dernier aurait missionné l’agence de communication Digital Tellers pour un contrat de stratégie médias sociaux, la gestion de la communauté et la création de contenu. Or, le directeur commercial de cette agence serait administrateur dans un grand nombre de ces groupes anti-PAC.

Des enjeux financiers considérables

Si de tels liens sont parfois difficiles à prouver, cette observation réalisée par les journalistes de Politico et Desmog fait réfléchir sur l’influence des médias et des réseaux sociaux sur les énergies, ainsi que les enjeux financiers que l’on peut retrouver d’ailleurs. Si le recours massif aux PAC est un choix logique, de par l’efficacité de cette dernière, il y a également la réalité économique de toute une filière du gaz qui doit se réinventer en dehors du contexte carboné, notamment grâce à la biomasse et à la méthanisation.

À l’heure de l’information et de la désinformation en continu, rappelons nous que quand le mensonge prend l’ascenseur, la vérité prend l’escalier. De ce fait, les rumeurs et la désinformation peuvent avoir des conséquences colossales sur l’opinion publique et influencer directement le succès de la transition énergétique.

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Impossible de passer à côté de l’information. En Europe, depuis le début de l’année, les prix négatifs se sont envolés de manière exponentielle sur un marché plus volatile que jamais. La situation commande un changement radical de notre manière de consommer, pour pouvoir réellement profiter de tous les avantages des énergies renouvelables. 

Si le soleil du mois d’avril a fait notre bonheur à tous, il a également affolé tout le réseau électrique européen en entraînant un fort décalage entre consommation et production d’électricité. Le cauchemar des dimanches ensoleillés a fait exploser le nombre de prix négatifs d’électricité.

La situation est valable sur presque toute l’Europe. En Espagne, dès le premier trimestre, on a compté un total de 397 heures contre seulement 48 heures l’année dernière, tandis que le Portugal a lui aussi compté 222 heures à prix négatif. La Belgique a également été touchée par la situation, avec un prix atteignant -479,22€/MWh le 26 avril dernier. Plus tôt dans le mois, l’Allemagne et la France ont toutes deux enregistré une journée entière avec un prix moyen négatif, à savoir -16,34€/MWh pour l’Allemagne et -3,56€/MWh pour la France.

Une opportunité plutôt qu’un problème

Pour faire face à cette situation, le déploiement de batteries est souvent mis en avant, mais ne constitue pas la solution ultime. La gestion d’une production renouvelable fluctuante nécessite, en réalité, une adaptation complète du fonctionnement du réseau pour pouvoir aborder ces périodes de surproductions comme des opportunités plutôt que comme des contraintes.

Pour cela, la flexibilité est reine. Elle passe par une augmentation des capacités de stockage via des STEP ou des BESS, mais également par le développement massif de la voiture électrique. Les dimanches ensoleillés du mois d’avril permettraient de recharger les voitures électriques de tous les foyers pour le début de semaine. En parallèle, la création d’installations de production d’hydrogène pilotables permettraient également de tirer parti de ces périodes de forte production.

Enfin, une modification des habitudes de consommation pourrait également jouer un grand rôle. À l’image de certaines grandes industries qui peuvent modifier leur consommation d’électricité en fonction des besoins du marché, on pourrait imaginer un avenir ou les PAC et les chauffe-eaux du secteur résidentiel ou tertiaire seraient déclenchés plus tôt ou plus tard pour absorber ces pics de production.

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Il y avait du monde, ce samedi 2 mai, le long du vieux môle du port de Saint-Nazaire. Les Nazairiens se sont déplacés en masse pour dire au revoir à l’Orient Express Corinthian, dont la construction a rythmé toute l’année 2025 des Chantiers de l’Atlantique. Il faut dire que la dernière réalisation des Chantiers n’est pas un navire comme les autres, puisqu’il s’agit du plus grand voilier au monde.

Avec ses 220 mètres de long, le Corinthian est loin des 362 mètres du Wonder of the Seas (plus grand paquebot au monde), mais affiche quasiment 90 mètres de plus que le cargo à voiles Neoliner Origin, récemment inauguré. Les Chantiers de l’Atlantique indiquent que ses 4500 mètres carrés de voilure peuvent suffire à le propulser dans des conditions de vent optimales. Néanmoins, il est tout de même équipé d’une propulsion conventionnelle au gaz naturel liquéfié pour les conditions météorologiques défavorables, ainsi que pour les manoeuvres. Le navire a également été conçu pour pouvoir recevoir, à l’avenir, une propulsion à l’hydrogène encore en cours de développement.

Si l’impact environnemental des croisières est souvent critiqué, les innovations technologiques embarquées par ce Corinthian sont un signal d’espoir pour la décarbonation du secteur maritime, ainsi que pour le rôle de la France sur ce sujet.

Les Chantiers de l’Atlantique, pionniers de la nouvelle propulsion vélique ?

À travers leur histoire mouvementée, les Chantiers de l’Atlantique ont donné naissance à des navires qui on participé à façonner le transport maritime international, en particulier dans le transport de passagers. Ce fut le cas du Normandie en 1935, du France en 1962 ou encore du Queen Mary 2 en 2004. Après un début de siècle plus compliqué, les Chantiers ont su se renouveler depuis 10 ans, notamment avec un fort développement dans la construction de sous-stations électriques.

Surtout, les Chantiers pourraient retrouver leur prestige d’antan grâce à la technologie SolidSail, qui rend possible le déploiement de voiles de très grande envergure. Après le Neoliner Origin, c’est donc l’Orient Express Corinthian qui en est équipé avec une surface de voile totale de 4500 mètres carrés. Ces voiles sont en réalité des panneaux rigides rectangulaires réalisés en matériaux composites tels que la fibre de verre, le carbone et la résine époxy. L’ensemble affiche une résistance 10 fois supérieure à celle d’une voile classique, pour une durée de vie estimée à 20 ans.

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C’est (presque) la fin d’un long calvaire : l’EPR de Flamanville vient officiellement d’entrer dans sa première phase d’exploitation. Si elle est plutôt courte, elle marque tout de même la fin d’un chantier de 19 ans. 

Une nouvelle page se tourne, pour le projet d’EPR de Flamanville. Près d’un an et demi après la première divergence, qui a eu lieu en septembre 2024, EDF vient d’annoncer quelques essais de démarrage du réacteur nucléaire de troisième génération étaient terminés. Cela signifie que le réacteur entre dans sa première phase d’exploitation et intègre définitivement le parc des réacteurs nucléaires français.

D’une importance capitale, les essais de démarrage ont permis à EDF de vérifier le bon fonctionnement global du réacteur, et de confirmer sa conformité face aux exigences de sûreté. Ces essais auront duré toute l’année 2025. Malgré deux arrêts de plusieurs mois, le réacteur aura fini par atteindre sa puissance maximale de 1669 MWe le 14 décembre 2025.

Une première phase d’exploitation de courte durée

Désormais le réacteur fait partie intégrante du parc national, et contribue à la production électrique du pays au même titre que les autres réacteurs. En revanche, cette première phase d’exploitation sera de courte durée. Le réacteur sera complètement arrêté le 26 septembre prochain à l’occasion de sa première visite complète (VC1), une maintenance réglementaire obligatoire imposée par l’ASNR.

Outre le contrôle de nombreux points du réacteurs, les équipes d’EDF devraient en profiter pour faire des tests de maintenance préventive, et surtout pour remplacer le couvercle de la cuve du réacteur. Fabriqué dès 2006 par Creusot Forge, le couvercle présente des anomalies de concentration en carbone qui compromettent sa durée de vie. Depuis la découverte de ce défaut, l’ASNR a accepté la mise en service du réacteur avec ce couvercle à condition qu’il soit changé dès la première visite complète. La nouvelle pièce de 110 tonnes a été achevée dans l’usine Framatome de Saint-Marcel.

Une fois cette première visite complète achevée, les visites seront espacées de 12 à 18 mois, notamment pour permettre le rechargement en combustible.

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Un de plus ! Le parc Yeu-Noirmoutier vient officiellement d’entrer en service et devrait produire l’équivalent de la consommation de tous les habitants de la Vendée grâce à ses 61 turbines.

La liste des parcs éoliens offshore en service vient de s’allonger. La 61e turbine du parc Yeu-Noirmoutier, aussi connu sous l’acronyme EMYN, a été posée ce lundi 27 avril grâce au Vole-au-Vent de l’armateur Jan de Nul. Le parc de 500 MW devrait produire chaque année l’équivalent de la consommation de 800 000 personnes, soit plus que la population de la Vendée.

Au total, il aura fallu presque 3 ans pour installer les éoliennes Siemens Gamesa SG 12.0-222 DD, d’une puissance nominale de 8 MW. Rappelons que ces dernières sont dotée d’un rotor de 222 mètres de diamètre, soit 72 mètres de plus que les éoliennes du parc de Saint-Nazaire ! D’ailleurs, si les deux parcs affichent une puissance équivalente, le parc EMYN compte 19 turbines de moins.

Pas d’autre parc au large de la Vendée ?

À priori, le parc EMYN ne devrait pas être le seul à être mis en service en 2026 puisque le projet Dieppe-Le Tréport est toujours en course pour une fin de chantier d’ici la fin de l’année. Les équipes ont tout de même du pain sur la planche, car toutes les fondations n’ont pas encore été posées. Les premières turbines devraient être montées à la mi-mai.

En revanche, pour le parc de Courseulles-sur-Mer, tout ne se passe pas comme prévu, puisque le forage des fondations s’avère plus compliqué que prévu. Résultat, les 200 pales de 85 mètres de long sont stockées depuis plus d’un an sur le port du Havre. Heureusement, le chantier semble enfin avancer et EDF Power Solutions met tout en œuvre pour atteindre une mise en service avant la fin de l’année 2027.

Pour revenir le long des côtes vendéennes, il semblerait qu’aucun autre parc n’y voit finalement le jour. Un projet avait bien été envisagé en 2024 au large des Sables d’Olonne et de Saint-Gilles-Croix-de-Vie. Mais face à une vive opposition de la part des élus locaux, le projet avait d’abord été reculé, puis tout simplement gelé. Il ne reste qu’une zone propice située dans le golfe de Gascogne Sud, à 85 kilomètres au large.

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Les deux gestionnaires mettent les bouchées doubles pour permettre au réseau d’encaisser les ambitions françaises en matière d’électrification et de décarbonation. Le défi à relever est immense, et devrait coûter plusieurs centaines de milliards d’euros répartis sur les 15 prochaines années. 

À première vue, le nouveau poste-source d’Enedis, qui vient d’être inauguré à Pompignac en présence de RTE, n’a rien de particulier. Certes, il aura nécessité un investissement de 11 millions d’euros, 5 ans de conception et 2 ans de travaux pour voir le jour. Dans le cas présent, l’installation de Pompignac a d’abord suscité de nombreuses contestations, notamment pour son impact environnemental direct. Mais l’enfouissement de lignes haute tension sur 19 kilomètres a permis d’atteindre un soutien local direct. En parallèle, Enedis accompagne le projet de mesures de compensations avec la création de plus de 10 000 mètres carrés de chênaie.

Avec ses 27 MW, ce poste n’est que l’un des 2300 postes sources qui composent le réseau électrique français, et qui servent d’articulation entre le réseau de transport d’électricité et le réseau d’électricité. Concrètement, ce type de poste permet de transformer le courant pour passer de la très haute tension (225 kV) ou de la haute tension (63 kV) en moyenne tension (20 kV), pour pouvoir ensuite être distribué de manière locale. Les lignes moyennes tension alimentent ensuite des postes de distribution plus petits.

Un changement d’échelle pour permettre l’électrification des usages

À l’heure actuelle, on compte une demi-douzaine de postes similaires installés chaque année. Mais pour pouvoir électrifier massivement la France, Enedis compte accélérer nettement leur déploiement avec le soutien de RTE. L’objectif est ambitieux : raccorder de 15 à 35 postes sources tous les ans jusqu’en 2040, ce qui devrait nécessiter un investissement proche des 600 millions d’euros par an.

De manière plus générale, Enedis et RTE comptent investir 200 milliards d’euros sur les 15 prochaines années pour adapter le réseau aux ambitions de demain. Compte tenu du temps nécessaire au développement de ces infrastructures, Enedis et RTE doivent agir dès à présent pour anticiper les besoins futurs. Espérons, néanmoins, que la hausse de la consommation soit au rendez-vous. Pour l’heure, si toute la filière électrique française se prépare aux enjeux de demain, la consommation continue, elle, de stagner.

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La relance du nucléaire en France continue de se préparer, usine après usine. Après l’agrandissement du site de Belfort, Arabelle Solutions vient d’annoncer un nouvel investissement dépassant les 100 millions d’euros pour internaliser la fabrication des échangeurs thermiques. 

Arabelle Solutions vient d’annoncer la construction d’une nouvelle usine de près de 20 000 mètres carrés à Chalons-sur-Saône. Avec ce nouveau site, l’entreprise française prévoit d’internaliser la fabrication des échangeurs thermiques nécessaires aux futurs EPR2. Nécessitant un savoir-faire unique, ces pièces devraient mesurer jusqu’à 25 mètres de long pour un poids compris entre 120 et 370 tonnes. Si le début de la construction est prévu pour 2027, les premiers éléments devraient sortir de l’usine en 2030.

Avec cette usine, Arabelle Solutions espère produire chaque année tous les échangeurs nécessaires pour une centrale nucléaire. Outre les 6 – voire 14 – EPR2, ces échangeurs devraient également être destinés à l’export. Le coût total de l’investissement a été annoncé à 100 millions d’euros.

Arabelle Solutions, au coeur de la relance du nucléaire

En 2014, les turbines Arabelle marquaient l’actualité malgré elles, avec la vente de ce fleuron de l’industrie française aux États-Unis, validé par le ministre de l’Économie de l’époque Emmanuel Macron. Un peu plus de 10 ans plus tard, Arabelles Solution est de nouveau dans les rangs tricolores, et pas pour faire de la figuration.

L’entreprise a été placée au cœur de la stratégie de relance du nucléaire. D’ailleurs, des investissements ont également été annoncés un peu plus tôt dans l’année pour agrandir le site historique de Belfort. Ces investissements, estimés à 350 millions d’euros, devraient permettre de doubler la cadence de production des turbines. Une nouvelle usine adjacente de 20 000 mètres carrés devrait également sortir de terre, et répondre aux besoins du programme EPR2 ainsi qu’aux projets d’augmentation de puissance des réacteurs existants.

Au total, Arabelle Solutions espère recruter 600 salariés d’ici 2030. Rappelons qu’en rachetant Arabelles, EDF a repris le contrôle sur l’intégralité de la chaîne de valeur nucléaire, même pour l’îlot conventionnel.

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Et si c’était ça, la solution pour améliorer l’acceptation des parcs éoliens terrestres auprès des citoyens ? Dans le Maine-et-Loire, un projet éolien a été entièrement financé par des citoyens, dont une grande partie vit à proximité du parc. Résultat : aucun recours n’a été opposé au projet. 

À priori, rien ne distingue le parc éolien du Fief Sauvin des quelque 2200 parcs éoliens terrestres français. Il se compose de 4 éoliennes Nordex 131, d’une puissance de 3,2 MW pour un diamètre de 131 mètres. Situé dans le Maine-et-Loire, à égale distance de Nantes, Cholet et Angers, ce parc devrait fournir de l’électricité à environ 23 000 personnes pendant les 20 prochaines années.

Plus de 8 000 investisseurs réunis

Mais si ce parc n’est pas comme les autres, c’est parce qu’il a été entièrement financé par des particuliers ! Au total, 448 citoyens rassemblés via la société citoyenne « Éoliennes du Fief Sauvin » ainsi que 7 600 actionnaires de la société Énergie partagée ont réuni 5,7 millions d’euros, permettant ainsi de décrocher des emprunts bancaires pour obtenir les 19 millions d’euros restants afin de mener à bien le projet. Preuve de l’engouement qu’a suscité le projet, deux tiers des investisseurs habitent à moins de 15 km, et aucun recours n’a été déposé contre le parc.

Si le collectif vend actuellement son électricité à EDF, il espère, à terme, pouvoir passer des contrats de gré à gré avec les riverains et les particuliers du secteur. En attendant, les bénéfices du parc vont dans un pot commun. Sept mois après la mise en service des éoliennes, une vingtaine de personnes continue de se réunir chaque semaine pour échanger sur le projet.

Les parcs éoliens citoyens se multiplient

Du chemin a été parcouru depuis la mise en service du premier projet citoyen en 2014, dans le Morbihan. À l’époque, le parc de Bégannes avait permis un investissement de 12 millions d’euros grâce à un apport assuré à 87 % par les 1000 habitants de la commune. Désormais, les projets de gouvernance citoyenne sont de plus en plus nombreux. En 2022, l’ADEME en recensait presque 300. Et pour cause, l’intégration des citoyens dans le développement des projets permet de faciliter les échanges, et surtout d’obtenir une meilleure acceptation.

D’ailleurs, les plus grandes éoliennes de France, qui ont été installées il y a deux ans en Charente-Maritime, sont également issues d’un projet citoyen.

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C’est un nouveau chapitre qui s’ouvre, pour le nucléaire français. Le débat public concernant la construction d’un mini réacteur nucléaire par une startup privée en Indre-et-Loire vient de s’ouvrir. Il doit permettre aux citoyens français d’en savoir plus sur ce projet d’un genre nouveau. Il est possible d’y participer via la plateforme en ligne jusqu’au 30 juillet 2026.

C’est une étape importante, qui est en train de se jouer pour la startup franco-italienne Newcleo. Depuis le 2 avril est ouvert le débat public concernant son prototype de petit réacteur nucléaire modulaire (SMR) censé voir le jour en bord de Loire, entre Angers et Tours. Le débat portera également sur l’implantation d’une future usine de combustible MOX dans l’Aube, à 10 kilomètres de la centrale nucléaire de Nogent-sur-Seine.

Un réacteur qui carbure à l’uranium recyclé et refroidi au plomb

Contrairement aux précédents débats publics portant sur le nucléaire, il ne s’agit pas de discuter des presque traditionnels réacteurs à eau pressurisée qui constituent le parc français. Chacun va pouvoir s’exprimer au sujet d’un réacteur de genre nouveau, à savoir un SMR de 30 mégawatts électriques (MWe). De son petit nom LFR-AS-30, ce réacteur est à neutrons rapides, et a la particularité d’être refroidi au plomb au lieu du sodium habituellement utilisé.

Ce prototype devrait servir de base pour permettre la construction future du LFR-AS-200 au Royaume-Uni, un réacteur d’une puissance thermique de 480 MWth pour une puissance électrique de 200 MWe. Outre un refroidissement au plomb, ces deux SMR ont la particularité d’utiliser du MOX, un combustible nucléaire recyclé constitué à 8,5 % de plutonium et à 91,5 % d’uranium appauvri. Si le prototype devait utiliser du MOX produit dans le Gard, les prochains réacteurs devraient pouvoir bénéficier du combustible produit dans la future usine de Nogent-sur-Seine

Des acteurs du nucléaire d’un nouveau genre

Outre la technologie de réacteur choisie, c’est le type d’entreprise en charge de ce projet qui devrait susciter les interrogations. En effet, le débat public sur les projets de Newcleo témoigne d’un tournant dans le programme nucléaire français. Longtemps porté par les institutions publiques historiques comme EDF, le CEA ou Orano, le programme nucléaire français devrait désormais être en partie porté par des startups privées. D’ailleurs, plusieurs lauréats de l’appel à projets France 2030 sont des startups privées.

Dans un objectif d’accessibilité au plus grand nombre, la Commission nationale du débat public (CNDP) a fait appel au youtubeur Monsieur Bidouille pour expliquer les enjeux de ce débat, à travers une vidéo explicative de grande qualité.

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De moins en moins utilisés du fait de la baisse du prix du photovoltaïque, les traqueurs solaires restent la solution idéale pour optimiser la production électrique de panneaux solaires. Un habitant de la Corrèze a décidé d’utiliser ses talents de mécanicien pour mettre au point sa propre installation. 

Il y a quelques jours, nous vous avons présenté la micro centrale hydroélectrique de Marc Nering, un bricoleur canadien qui est parvenu à dompter les flots de la Cheakamus River. Mais l’ingéniosité n’a pas de frontière et encore moins de continent : certains génies du bricolage se trouvent en France. Cette fois, c’est la réalisation d’un habitant de la Corrèze, connu sous le pseudo RV-19 sur Youtube, qui nous a interpelé. À l’été 2023, il s’est mis en tête de construire son propre traqueur solaire, et le résultat est plus qu’impressionnant.

D’un essieu de tracteur à un traqueur solaire

Ce passionné de mécanique a donc mis de côté la restauration d’un camion 4×4 Renault R2087 de 1960 pour se lancer dans la fabrication de son propre traqueur. Comme base de son installation, il a utilisé l’essieu arrière d’un vieux « Petit Gris », tracteur iconique de la marque Massey-Ferguson, en bloquant son différentiel. Il y a adjoint une structure en tubes carrés soudés capable de supporter 6 panneaux. L’ensemble est mis en mouvement par 3 actionneurs électriques : deux pour l’inclinaison, et un pour la rotation grâce au mécanisme de pont du tracteur. Des fixations ont également été prévues sur la partie inclinable pour l’équiper d’un capteur d’ensoleillement et d’un anémomètre.

À l’extérieur, le traqueur a été fixé sur une dalle en béton. L’ensemble est piloté par un boîtier de suivi automatique du soleil, qui contrôle directement les 3 actionneurs. Il autorise un fonctionnement entièrement automatique, ou le contrôle des différents éléments grâce à une télécommande. L’ensemble de la structure ne dépasse pas les 1,70 mètres de haut, ce qui dispense des formalités administratives.

Jusqu’à 24 kWh d’électricité en une seule journée

Côté production d’électricité, la centrale est équipée de 6 panneaux de 400 Wc pour un total de 2,4 kW. Les panneaux ont été associés à 7,2 kWh de batteries pour favoriser l’autoconsommation. Deux ans après l’installation des panneaux, RV-19 indique qu’il a réussi à produire jusqu’à 24 kWh d’électricité en une seule journée !

Toujours pour favoriser l’autoconsommation, il a également expliqué avoir ajouté un routeur solaire pour optimiser l’excédent d’électricité en alimentant directement son chauffe-eau. Coût total du traqueur solaire (sans les batteries) : 5 000 €, béton compris. On est bien loin des 11 000 € du traqueur pour particuliers commercialisé par Lumioo, dont la puissance plafonne à 1 480 Wc.

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L’usage de la biomasse est parfois contesté dans les stratégies de décarbonation, du fait de son potentiel impact négatif sur l’environnement. Mais dans l’usine Atemax, en Normandie, sa présence fait sens, en particulier grâce aux « matières » très particulières qui sont directement produites sur le site. 

Au cœur du Perche, dans le village de Saint-Langis-lès-Mortagne, l’usine d’équarrissage Atemax peut se targuer d’inaugurer la toute première unité de cogénération biomasse à base de farines animales. Il s’agit également de la plus puissante unité de ce type en Europe. Sur ce site, qui traite chaque année 29 000 tonnes de restes d’animaux, cette toute nouvelle unité de cogénération devrait permettre la production de chaleur mais également d’électricité à partir des farines animales produites sur place, non destinées à l’alimentation animale.

La mise en place de cette unité aura nécessité un investissement de l’ordre de 30 millions d’euros, mais le résultat est triple :

• Produire de la chaleur nécessaire aux différents procédés industriels de l’usine,
• Générer 9300 MWh d’électricité chaque année,
• Éviter le recours à 800 camions par an pour acheminer la farine animale concernée vers des cimenteries.

Selon le groupe Akiolis, qui a la charge du site, l’unité de cogénération devrait permettre une réduction de l’ordre de 80 % des besoins en énergie fossile de l’usine. En plus de l’alimentation du site, l’électricité produite devrait alimenter l’équivalent de 2000 foyers à proximité de l’usine.

Un procédé spécifique

Dans le cas de l’usine Atemax, un procédé spécifique est mis en place pour tirer parti de ces farines de la meilleure des manières. Dans un premier temps, elles sont portées à une température de 750 °C sans oxygène, ce qui permet de produire un gaz combustible.

Ensuite, ce combustible nouveau est brûlé dans un oxydeur nouvelle génération, ce qui permet d’obtenir une chaleur importante et de réduire les odeurs. Enfin, la chaleur obtenue est valorisée dans une chaudière haute pression qui alimente une turbine. Cette dernière assure deux fonctions majeures : fournir de la vapeur basse pression pour les cuiseurs du site, et produire de l’électricité verte.

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Les récentes annonces de baisse des subventions publiques pour le photovoltaïque ont le mérite de faire des heureux  chez les fabricants de batteries. Avec un tarif de revente toujours plus bas, le stockage de l’électricité produite devient peu à peu l’option n°1 pour rentabiliser son installation solaire. Anker SOLIX ne veut pas louper le train en marche et présente une toute nouvelle batterie aux caractéristiques remarquables. 

La baisse de plus en plus marquée des aides de l’État pour le photovoltaïque destiné aux particuliers favorise le développement du marché des batteries. À l’heure où la revente d’électricité n’est plus intéressante, l’autoconsommation devient l’option nᵒ 1 pour faire des économies et réduire sa facture d’électricité. C’est dans cette dynamique qu’Anker SOLIX vient de dévoiler un tout nouveau modèle de batterie, appelé Solarbank Max AC.

Il s’agit, en quelque sorte, de l’évolution de la Solarbank 3, avec une puissance et une capacité supérieures. Elle se destine principalement aux personnes déjà équipées de panneaux solaires, qui veulent y adjoindre un système de stockage sans changer d’onduleur. Le système se place en concurrence directe avec la Zendure Solarflow Max, dont le nom et les caractéristiques techniques sont étrangement très proches.

Sur le papier, les caractéristiques de la Solarbank Max AC sont impressionnantes :

• 4 500 W de puissance avec des pics pouvant atteindre 7 000 W pendant une seconde,
• 7 kWh de capacité de stockage,
• Un basculement réseau/batterie effectué en 10 ms en cas de coupure de courant,
• Une durée de vie annoncée à 10 000 cycles grâce à la technologie LFP,
• Une certification IP66 avec une norme anticorrosion marine.

Plug-and-play, sous certaines conditions

Si la Solarbank Max AC peut atteindre jusqu’à 42 kWh de capacité de stockage via des modules complémentaires de type BP7000, elle ne pourra pas systématiquement permettre d’atteindre l’autonomie complète avec sa puissance limitée à 4 500 W. Si une telle puissance suffit pour le quotidien, elle ne peut pas assouvir la totalité des besoins d’un logement 100 % électrique, du chauffage au véhicule. Malgré tout, elle permet a priori d’atteindre un taux d’autoconsommation très élevé et ainsi de réduire sa facture d’électricité.

Si Anker SOLIX présente cette nouvelle batterie comme une solution plug-and-play, la réalité est un peu plus complexe. Étant donné la puissance de la batterie, son simple branchement sur une prise 230 V sans circuit dédié n’autorisera pas d’utiliser toute sa puissance. Pour pouvoir profiter de toute la puissance, l’intervention d’un électricien est nécessaire afin d’ajouter un circuit spécifique à la batterie sur le tableau électrique.

Enfin, reste la question de la rentabilité qui dépendra des configurations et des situations, car son prix reste tout de même élevé. Comptez presque 2 500 € pour la batterie seule, et 2 000 € pour chaque module complémentaire BP7000. La Solarbank Max AC devrait être disponible en France à partir de la fin du mois de mai.

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