Autour des chiffres sur la mortalité des oiseaux due aux éoliennes, la bataille fait rage. Et une nouvelle étude vient aujourd’hui alimenter le débat. Elle conclut que le danger ne vient pas nécessairement de là où on l’attend le plus.

Parmi les arguments favoris des opposants aux éoliennes, il y a la menace que celles-ci font peser sur les oiseaux. Et à en croire les photos publiées sur les réseaux sociaux d’oiseaux méchamment déchiquetés par des pales d’éoliennes, cette menace ne ferait aucun doute. Mais les scientifiques n’ont pas pour habitude de s’arrêter aux apparences. Ils fondent leurs conclusions sur des faits.

Pour comprendre l’impact des éoliennes sur les populations d’oiseaux, un chercheur de l’université de Genève (Suisse) s’est récemment tourné vers une expérience de science participative de grande ampleur. Un recensement organisé chaque année depuis 1900 par la National Audubon Society. Le dernier décompte a donné lieu à plus de 36 millions d’observations de plus de 670 espèces différentes d’oiseaux. Et ce, rien qu’aux États-Unis.

Mortalité des oiseaux : aucun effet significatif des éoliennes

Les chiffres, entre 2000 et 2020, dans les régions des États-Unis où des éoliennes ont été construites dans l’intervalle, semblent montrer que leur développement n’a eu aucun effet statistiquement significatif sur le nombre ou sur la diversité des oiseaux. En revanche, les nouvelles exploitations de pétrole et de gaz de schiste auraient « réduit de 15 % le nombre total d’oiseaux recensés les années suivantes ».

Ces chiffres donnent à réfléchir. Même s’ils demandent à être précisés et qu’en l’état, ils pourraient ne pas refléter, notamment, la réalité entière de l’impact des éoliennes sur les populations d’oiseaux. Des spécialistes avancent ainsi que l’étude sous-estime peut-être les dommages causés par les éoliennes en se plaçant dans un rayon de 5 km. Parce que d’autres travaux ont montré que les éoliennes causent plus de blessures — parfois mortelles — aux oiseaux qui passent à proximité immédiate.

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Des chiffres à lire avec prudence

Des chercheurs soulignent aussi la légèreté des données. Parce qu’elles sont produites par des amateurs. Mais aussi parce qu’elles ne précisent pas nécessairement le nombre d’oiseaux pour chaque enregistrement. Ainsi, un enregistrement peut éventuellement porter sur un oiseau, tout autant que sur plusieurs dizaines.

Et après tout, l’impact, qui apparaît important, des forages de pétrole et de gaz de schiste, ne l’est peut-être pas tant que ça, suggèrent des observateurs. Selon eux, l’exploitation des ressources fossiles pourrait surtout avoir pour effet de déplacer les populations d’oiseaux et non de les éliminer très directement comme peuvent le faire les pales des éoliennes, entre autres. Cette hypothèse, toutefois, les données des recensements de la National Audubon Society semblent l’écarter. Car elles ne montrent aucune augmentation du nombre ou de la diversité des oiseaux dans les régions limitrophes.

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Les énergies fossiles plus nuisibles aux oiseaux que l’éolien

Certains confirment d’ailleurs que les parcs éoliens ont une empreinte plus faible que les champs pétroliers et gaziers. Après leur construction, les lieux redeviennent plutôt calmes, par exemple. Alors qu’un trafic se crée sur les réseaux de routes et de puits développés pour l’exploitation des énergies fossiles. De quoi finalement endommager plus durablement les habitats.

Notamment lorsque l’on considère des espèces sensibles à leur environnement et/ou lorsqu’il s’agit d’habitats eux-mêmes sensibles aux perturbations. Dans ces habitats tout particulièrement, le début de l’exploitation de nouvelles sources d’énergies fossiles a fait chuter aussi bien le nombre des oiseaux que leur diversité, assure le chercheur de l’université de Genève.

Alors oui, des oiseaux peuvent mourir de leur rencontre avec des pales d’éoliennes. Comme il en meurt sur les vitres de nos immeubles, ou entre les canines des chats domestiques. Mais rappelons que l’impact sur l’environnement et le climat des énergies fossiles est sans commune mesure. Tenant compte de cela, une autre étude scientifique conclut à 0,269 oiseau tué par gigawattheure d’électricité éolienne produite — un chiffre qui pourrait diminuer avec les mesures prises plus récemment pour protéger les populations — contre 5,18 pour chaque gigawattheure d’électricité produite par des énergies fossiles. La National Audubon Society estime quant à elle qu’environ deux tiers des espèces d’oiseaux d’Amérique du Nord courent un risque accru d’extinction en raison de la hausse des températures et des changements dans l’habitat où elles vivent.

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Aux États-Unis, de nombreuses localités sont engagées sur la voie du 100 % renouvelable. Malgré l’engouement, la route pourrait être plus longue que prévu. Et le gaz fossile aurait alors encore de beaux jours devant lui.

Lors de la COP28, les gouvernements du monde entier se sont facilement entendus sur un objectif : tripler la capacité de production d’électricité renouvelable d’ici 2050. Aux États-Unis, plus de 250 villes, comté ou États se sont même engagés à atteindre le 100 % renouvelable à cette échéance. Mais une étude menée par des chercheurs américains estime aujourd’hui que l’objectif ne sera pas atteint. Loin de là, même.

Les énergies renouvelables séduisent les États-Unis

Pourtant, les chiffres de l’Agence internationale de l’énergie (AIE) laissent à penser que d’ici 5 ans, suffisamment de capacités renouvelables seront ajoutées dans le monde pour alimenter non seulement les États-Unis, mais aussi la Chine. Et de l’autre côté de l’Atlantique, le soutien de la population aux énergies renouvelables est réel. Ils seraient près de 80 % à trouver leur développement plus important que celui de la production de combustibles fossiles. Au cours des années 2010, la production solaire dans le pays a par exemple été multipliée par presque 50. Tous les voyants semblent au vert. Pourtant, à y regarder de plus près, on constate qu’en 2018, ce même photovoltaïque ne comptait pas pour plus de 1 % de la production énergétique des États-Unis.

Les chercheurs ont étudié plus particulièrement le cas d’un échantillon représentatif de quelques villes comme Boston, Washington ou San Diego. Leurs calculs montrent que ces villes risquent de ne même pas être en mesure, d’ici 2050, de satisfaire plus de 10 % de leurs besoins grâce à des énergies renouvelables. Les scénarios les plus optimistes donnent un taux de pénétration compris entre 35 et 65 %.

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Les énergies renouvelables comme source supplémentaire

L’étude explore les causes de cet échec annoncé et propose des pistes qui permettraient encore de l’éviter. Les résultats des chercheurs montrent ainsi d’abord que la plupart du temps, les énergies renouvelables sont utilisées comme une source supplémentaire pour répondre aux besoins énergétiques croissants. Pas réellement, donc, comme un outil de transition. À ce rythme, le gaz fossile restera la principale source d’énergie aux États-Unis en 2050. Autre obstacle sur la route d’un déploiement massif des énergies renouvelables : des objectifs parfois contradictoires. Au moins en apparence. Ainsi les besoins en infrastructures d’une part et la préservation de la biodiversité d’autre part. Le tout menant à une sorte de « paralysie de l’analyse ».

Mais les chercheurs mettent aussi en lumière des chevauchements entre les besoins et les objectifs de communautés voisines. En travaillant ensemble sur des financements, sur des acquisitions de terrains ou d’infrastructures ou encore sur le stockage des énergies renouvelables, les résultats pourraient être meilleurs. L’administration Biden, de son côté, vient de dévoiler des projets d’énergie solaire sur quelque 9 millions d’hectares de terres fédérales jugées propices — car proches de lignes électriques et sans conflit avec la biodiversité ou l’histoire locale — dans 11 États de l’ouest les plus adaptés à ce type de développement.

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Après avoir construit les flotteurs du parc éolien Provence Grand Large (PGL), Eiffage Metal reprend du service dans l’éolien offshore et s’attaque à l’assemblage des flotteurs du projet Éoliennes flottantes du golfe du Lion (EFGL), un parc composé de trois éoliennes de 10 MW. 

Serait-ce le début d’une belle histoire d’amour entre le site de Fos-sur-Mer d’Eiffage Métal et l’éolien offshore flottant ? Après l’assemblage des flotteurs du projet PGL, l’usine remet, en effet, le couvert, et vient de recevoir trois colonnes en acier de 24 mètres de haut en provenance de Turquie. Cette opération logistique de grande envergure a été assurée par le navire de transport de colis lourd « Aura » qui devra répéter l’opération encore trois fois dans les prochaines semaines.

Chaque flotteur, destiné au projet Éoliennes flottantes du Golfe du Lion (EFGL), sera équipé de trois de ces colonnes, espacées d’environ 70 mètres. Une fois assemblés, les flotteurs seront mis à l’eau, puis acheminés jusqu’à Port-la-Nouvelle afin d’y recevoir leurs éoliennes Vestas. Le modèle sélectionné, de type V164-10.0 MW, est équipé de pales de 80 mètres de long qui seront montées sur un mât de 104 mètres de haut.

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Un flotteur qui a déjà fait ses preuves

Le flotteur en question, appelé Windfloat, vous dit peut-être quelque chose, et pour cause. Conçu par l’entreprise américaine Principle Power, il a été testé pour la première fois en 2011 au large des côtes portugaises. À l’époque, il s’agit alors du deuxième prototype d’éolienne flottant à taille réelle dans le monde avec sa turbine Vestas de 2 MW.

Ce flotteur a la particularité d’être semi-submersible, et de disposer de ballasts situés dans les trois flotteurs. Les ballasts dits « statiques » permettent de faire varier et d’ajuster le centre de gravité de l’ensemble pour ajuster la stabilité et le tirant d’eau de l’ensemble. Un autre ensemble de ballasts, dits « dynamiques », également présents dans les trois flotteurs, permettent de faire circuler en temps réel de l’eau entre les ballasts pour maintenir le mât de l’éolienne parfaitement vertical. Ce système permet d’optimiser le rendement de l’éolienne tout en minimisant les contraintes sur l’ensemble de sa structure. Depuis le premier prototype, les projets se multiplient pour la société Principle Power qui a notamment équipé le parc Windfloat Atlantic en 2020, composé de trois éoliennes de 8,3 MW, et dont les résultats ont été très encourageants.

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Depuis quelques mois, le prix de l’uranium n’en finit plus de grimper, la faute à un regain d’intérêt mondial pour la filière et à des difficultés de production. Serait-ce le signe avant-coureur d’une nouvelle explosion des tarifs d’électricité ? Rien n’est moins sûr, on vous explique. 

En ce début d’année 2024, le cours de l’uranium a atteint son plus haut niveau depuis 17 ans avec 106 dollars par livre (453 g), alors qu’il était descendu jusque sous la barre des 20 dollars en 2016. Si on est encore loin des niveaux historiques de 1970 (173 dollars) et 2007 (160 dollars), cette hausse de prix traduirait un nouvel engouement autour du nucléaire. Les projets de construction de centrales nucléaires repartent à la hausse, toujours emmené par la Chine, ainsi qu’un nombre croissant d’autres pays, dont la France, le Royaume-Uni, l’Égypte ou l’Inde.

Mais ce n’est pas tout. Cette hausse s’explique également par des tensions au niveau de quelques pays producteurs. Alors que la Russie subit des sanctions internationales, le Niger a, lui, été touché par un coup d’État militaire. D’autres pays font face à des difficultés de production, comme le Kazakhstan qui va devoir baisser ses prévisions de production en 2024 du fait d’un manque de matières premières.

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Un impact infime sur le prix du MWh

Malgré cette hausse historique, le coût de production de l’électricité par nos centrales nucléaires ne devrait, lui, pas changer. D’abord, là où le coût du combustible représente les trois quarts du prix de l’électricité pour les centrales à charbon ou à gaz, le combustible nucléaire ne représente que 5 à 10 % du coût final de l’électricité produite par une centrale nucléaire.

D’autre part, la France, comme la plupart des autres pays utilisant l’énergie nucléaire, a conclu des contrats d’approvisionnement sur le long terme. Or, le marché de l’uranium se divise en deux catégories : la première partie, appelée marché « au comptant » ou Spot, est fluctuante, comme le montre les variations du cours de l’uranium sur les derniers mois. Ce marché est sensible à la spéculation et aux événements géopolitiques, mais ne concentre que 10 à 20 % des échanges. Les 80 à 90 % restants sont le fruit d’un long marché avec des contrats sur plusieurs années. Celui-ci s’avère beaucoup plus stable, car il est le reflet de l’équilibre entre l’offre et la demande, malgré une indexation sur le marché Spot dans certains cas.

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De plus, comme le rappelle Teva Meyer, maître de conférence en géopolitique et en géographie, la production d’uranium bénéficie globalement de conditions géopolitiques plus stables que l’énergie fossile, avec des gisements plus répartis, l’uranium étant présent dans 53 pays. Enfin, l’uranium est un minerai facilement stockable, ce qui permet aux pays qui l’utilisent de pouvoir anticiper d’éventuelles variations de production. À titre d’exemple, la France possède environ deux ans de stocks d’uranium, contre 60 jours seulement de pétrole.

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Baptisé « eVinci », le nouveau concept de microréacteur de Westinghouse se base sur une innovation dans le milieu nucléaire, d’un grand intérêt : le caloduc. Qu’est-ce que cette innovation apporte en termes de sûreté des réacteurs ?

Nous avions précédemment évoqué le microréacteur eVinci. Le concept proposé par Westinghouse est d’une simplicité extrême : une centrale nucléaire complète qui tient dans un conteneur standard, fournit 13 MW thermiques ou 5 MW électriques, fonctionne en autonomie, sans maintenance, et ce, pendant huit ans. Après cette durée de fonctionnement, le réacteur est simplement retourné au fabricant.

Le concept apparaît séduisant, et s’adresse à de nombreuses applications : réseaux de chaleur urbains, sites industriels et miniers isolés, alimentation de raffineries ou de datacenters, ou compensation de l’intermittence de certaines sources d’énergie renouvelables. Une telle diversité d’applications peut faire craindre une forme de dissémination des réacteurs nucléaires, impliquant en retour l’exigence d’une très grande sûreté de fonctionnement.

Un caloporteur solide pour transmettre la chaleur

Pour ce faire, Westinghouse propose d’utiliser pour son microréacteur la technologie des caloducs (« heat pipe » en anglais). Cette technologie a été mise en œuvre les cinquante dernières dans l’aéronautique ou d’autres industries pour des applications à haute température. Il ne s’agit donc pas d’une innovation comme telle, mais elle n’a que très peu été mise en œuvre dans les technologies nucléaires. Il s’agit de longs tubes fins, chargés de transférer la chaleur d’une extrémité du tube, placé dans le cœur du réacteur, à son autre extrémité, là où elle sera utilisée.

Pour le eVinci, le caloduc mesure 12 pieds (environ 3,7 m) et est composé d’un alliage métallique spécifique composé de fer, de chrome, et d’aluminium. Cet alliage a été conçu pour ses performances en termes de transfert thermique et de résistance à haute température. Un premier caloduc de 12 pieds a été fabriqué au cours de l’année dernière.

À gauche : un caloduc de 12 pieds (366 cm) fabriqué par Westinghouse. À droite : vue en coupe de l’intérieur du réacteur eVinci / Images : Westinghouse.

Vers la sûreté passive

Quels avantages veut tirer Westinghouse de ces caloducs ? En pratique, ils remplacent le caloporteur usuellement utilisé dans les centrales, c’est-à-dire l’eau, par exemple, dans les réacteurs à eau pressurisée (REP). Et cela a beaucoup de conséquences intéressantes du point de vue de la sûreté. Tout d’abord, si un tuyau d’amenée de l’eau est rompu, le cœur peut ne plus être refroidi, amenant à sa fusion et à la dissémination de produits radioactifs (accident de Three Miles Island). Par ailleurs, l’eau nécessite des pompes pour faire circuler l’eau et extraire la chaleur du cœur ; ces pompes peuvent ne plus être alimentées en électricité et ne plus fonctionner, conduisant également à la fusion du cœur (accident de Fukushima).

Ainsi, une conception basée sur des caloducs solides est passive, c’est-à-dire qu’elle ne repose pas sur le mouvement d’un caloporteur. De plus, étant solide, ils ne peuvent fuir et s’écouler loin du cœur comme c’est le cas pour l’eau. Le concept peut ainsi éliminer toutes ces sources de défaillance, et proposer une fiabilité en principe nettement plus élevée.

Par ailleurs, l’absence de circulation d’un fluide élimine des sources de vibration, à l’origine de problèmes de corrosion et de vieillissement. Enfin, le système par caloducs solides ne nécessite pas de pressurisation du caloporteur, comme dans le cas du REP, induisant des structures qui travaillent sous pression et à haute température, et nécessitant une surveillance continue. Il s’agit donc d’un concept très intéressant. Son développement en cours dans le cadre du eVinci nous permettra de suivre son évolution, et les différents essais de ce système. Tiendra-t-il toutes ces promesses ? Le temps nous le dira.

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Une startup chinoise envisage de commercialiser une batterie grande comme une pièce de 1 centime d’euro. Elle pourrait produire de l’énergie pendant cinquante ans ou plus, sans rechargement. Bienvenue dans le monde des batteries nucléaires.

En ce début d’année 2024, la startup chinois Beijing Betavolt New Energy Technology Company Ltd a annoncé la mise au point d’une batterie nucléaire capable de rivaliser avec les batteries plus conventionnelles, comme les batteries lithium-ion, basées sur l’énergie chimique.

La batterie, baptisée « BV100 », peut se décrire techniquement comme un « générateur électrique à radioisotope », formulation un peu barbare qui signifie simplement qu’elle est destinée à produire de l’électricité à partir de la radioactivité. Ce concept n’est pas nouveau : il est utilisé dans les sondes spatiales destinées à explorer les tréfonds du système solaire, là où la lumière du Soleil devient très rare. C’était le cas par exemple de New Horizon qui nous a fait découvrir en 2015 de superbes images en haute définition de Pluton.

Un cœur de nickel et de diamant

La batterie de Betavolt utilise en son cœur une source de nickel-63. Cet isotope particulier de l’élément nickel est radioactif, c’est-à-dire qu’il se transforme peu à peu en un autre élément, tout en émettant des particules radioactives. En l’occurrence, le nickel-63 se transforme en cuivre non radioactif, en émettant au passage une particule dite « β- » (prononcez « Beta moins »), et cette particule n’est rien d’autre qu’un électron émis à très grande vitesse, et donc doté d’une forte énergie.

Le système est constitué d’un empilement de couches alternées de feuilles de nickel-63 de 2 µm d’épaisseur et de feuilles de semi-conducteur de diamant de 10 µm d’épaisseur. Et là se trouve l’innovation de Betavolt : la fine couche de diamant a pour fonction de convertir l’énergie cinétique des électrons émis par le nickel-63 en un courant électrique utilisable. Le fabricant avance un rendement de conversion de 8,8 %.

La cellule de base, appelée BV100 ressemble à un petit cube aplati, mesure 15 mm par 15 mm et a une épaisseur de 5 mm. D’après son constructeur, elle peut délivrer une puissance de 100 µW (microwatts). Sur la base de ces données, nous pouvons estimer que cela conduit à une densité volumique de puissance de l’ordre de 0,09 W/L ; par comparaison, une batterie lithium-ion se place à des valeurs entre 100 et 500 W/L. La batterie produit donc nettement moins d’énergie par unité de volume (et de poids).

Une fiche technique farfelue ?

Avantage important : la période radioactive du nickel-63 est de 100 ans. Cela signifie que la quantité de radioactivité est divisée par deux en 100 ans. Au premier ordre, on peut supposer que la puissance de la cellule soit proportionnelle à la radioactivité restante. Cela implique qu’après cent ans, sa puissance ne serait diminuée que par deux. Après 10 ans, la cellule conserverait encore environ 90 % de sa puissance initiale, et encore 70 % après 50 ans.

Le fabricant indique « 3 300 MWh peuvent être stockés dans 1 g de batterie », toutefois cette valeur ne nous apparaît évidemment pas réaliste, et résulte probablement d’une erreur de traduction. En effet, 3 300 MWh correspondent ni plus ni moins à… 63 461 batteries de voiture électrique comme la Renault Zoé. Nous allons quand même tenter d’estimer l’énergie contenue dans cette minuscule batterie. Le fabricant indique qu’elle pourra produire pendant 50 ans, et nous avions estimé sa densité volumique de puissance à 0,09 W/L. Ces paramètres conduisent à une production totale cumulée de l’ordre de 40 kWh/L, et cette valeur est déjà énorme. Cela représente près de cent fois la capacité d’une batterie lithium-ion, et ce, sans recharge !

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Quelles applications pour une batterie nucléaire ?

Le concept est modulable, c’est-à-dire qu’il est possible de composer des batteries constituées de dizaines ou de centaines de cellules élémentaires, connectées en parallèle ou en série. L’objectif est de fournir des batteries de différentes tailles et de différentes puissances. Ainsi, Betavolt envisage de commercialiser une batterie de 1 W pour 2025.

Les applications visées sont l’aéronautique, les équipements IA et médicaux, les microrobots, et plus généralement tous les systèmes micro-électromécaniques. Betavolt envisage également d’appliquer sa solution dans les téléphones portables. De fait, ces systèmes seraient autonomes, et n’auraient pas besoin d’être rechargés pendant toute la durée de vie de la batterie. Un drone capable de voler sans se poser pendant 50 ans, serait-ce donc possible ? Betavolt promettrait-il un téléphone portable qu’il n’y aurait jamais besoin de recharger ? Peut-être, nous avons toutefois vu que sa densité énergétique n’était pas très élevée.

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Les principes de sécurité nucléaire condamnent-ils la solution ?

Le fabricant indique que les radiations ne sortent pas de la batterie et que le système est sûr. Rappelons en effet que d’après l’Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire (IRSN), les particules β- sont arrêtées par une feuille de papier aluminium de quelques millimètres d’épaisseur. De plus, le nickel-63 se transmute en cuivre, non radioactif et sans danger. Le système est donc en principe sans danger, ce qui permet d’envisager son utilisation pour les dispositifs médicaux, comme le pacemaker ou les organes artificiels.

Cette sécurité ne vaut toutefois que tant que le nickel-63 n’est pas libéré dans l’environnement, avec le risque qu’il soit alors intégré dans les processus biologiques, par l’ingestion par exemple. Et c’est là que le bât blesse. La réglementation en France est sévère concernant les dispositifs basés sur la radioactivité. Par exemple, en 2012, l’Autorité de Sûreté a décidé le retrait progressif des détecteurs de fumée grand public basés sur une source radioactive, notamment d’américium. Ces dispositifs n’étaient pas dangereux, mais c’est leur gestion en fin de vie qui posait question. Sur cette base, la généralisation de batteries au nickel-63 serait-elle envisageable ?

La startup envisage des développements basés sur d’autres isotopes, comme le strontium-90, le promethium-147 ou le deutérium, permettant des rapports puissance / durée de vie différents, entre 2 et 30 ans. Notons qu’une durée de vie plus faible réduit les problématiques du déchet constitué par la batterie en fin de vie. Betavolt n’a pas communiqué non plus sur le prix. On peut supposer que les applications visées prochainement seront toutefois moins grand public qu’indiqué par la startup.

Consulter le communiqué de presse de Betavolt (en chinois).

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Verra-t-on bientôt deux EPR2 dans la centrale nucléaire de Golfech ? Il semblerait que les élus locaux, eux, soient pour, et ils l’ont fait savoir par l’intermédiaire de Jean-Michel Baylet, président de la Communauté de commune des Deux Rives, dans le Tarn-et-Garonne. 

Alors que six nouveaux réacteurs sont déjà prévus dans le cadre du plan de relance du nucléaire, il se pourrait bien qu’EDF recherche quatre sites pour y implanter huit réacteurs supplémentaires. Et si la centrale de nucléaire de Golfech, dont les deux réacteurs fonctionnent de nouveau à plein régime après deux ans de maintenance, faisait partie des sites retenus pour cette seconde tranche ?

C’est, en tout cas, le souhait de Jean-Michel Baylet, président de la Communauté de commune des Deux Rives (CC2R), où se trouve la centrale de Golfech. Selon le quotidien régional La Dépêche, le président de la CC2R a profité de la traditionnelle cérémonie des vœux pour déclarer être « favorable à une perspective de relance de la construction de nouvelles unités de production d’électricité de petite taille ». « Nous allons tout faire pour que deux tranches supplémentaires puissent être construites dans les années qui viennent ici, sur ce site » a-t-il ajouté. Ce soutien, pour le moins limpide, de la part des élus locaux, pourrait peser favorablement dans la balance d’une éventuelle construction de nouveaux EPR2 ou de futurs SMR sur le site de Golfech. Et ce n’est pas le seul argument du site.

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Une centrale conçue dès l’origine pour quatre réacteurs

Le plan de relance du nucléaire ne permettant que l’extension de centrales nucléaires existantes, la liste des sites potentiels est relativement courte, car il faut, notamment, une surface foncière disponible suffisamment vaste pour recevoir deux réacteurs. Or, le site de Golfech était initialement prévu pour recevoir quatre réacteurs. EDF avait alors fait l’acquisition de 200 hectares au bord de la Garonne. Et comme les EPR2 nécessitent plus de place que les premiers réacteurs envisagés de 1310 MW(e), l’énergéticien français a fait l’acquisition, l’année dernière, de 40 hectares supplémentaires.

Reste désormais à savoir si les conditions du site, en particulier en termes de refroidissement, seront réellement adaptées à l’ajout de tels réacteurs. Rappelons qu’à l’été 2022, la puissance de fonctionnement de l’unité n°2 de la centrale avait été réduite au minimum à cause de la température particulièrement élevée de la Garonne.

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Quelques mois après son redressement judiciaire, l’entreprise Sabella, spécialiste français de l’hydrolien, vient d’être placée en liquidation judiciaire. Si ses équipes ont été reprises par le quimpérois Entech Smart Energies, le sort du prototype D10 n’est pas encore fixé. 

Sabella n’est plus. L’entreprise pionnière de l’hydrolien en France vient d’être placée en liquidation judiciaire, seulement trois mois après sa mise en redressement judiciaire. L’entreprise aura payé au prix cher l’absence d’un cadre législatif suffisant pour le développement de la filière hydrolienne en France.  Pourtant, Sabella avait marqué à plusieurs reprises l’histoire de la production d’énergies renouvelables française grâce à son prototype baptisé D10, première hydrolienne de France à avoir injecté du courant sur le réseau électrique français. Celle-ci, immergée à 55 mètres de profondeur dans le Fromveur, alimente l’île d’Ouessant depuis sa mise en place en 2022. Elle a même battu des records de production à la fin du mois de septembre 2023.

Si cette liquidation judiciaire marque la fin de l’entreprise créée en 2008, il n’en est rien de ses équipes et de leur savoir-faire. En décembre, l’entreprise quimpéroise Entech Smart Energies, spécialisée dans le stockage et le pilotage d’énergies renouvelables, a repris l’ensemble du personnel de Sabella ainsi que la propriété intellectuelle de celle-ci, composée de près de 81 brevets.

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Quid de l’hydrolienne D10, située au large d’Ouessant ?

À l’occasion de ce rachat, Entech a également récupéré une partie des actifs de Sabella, mais pas l’hydrolienne D10, encore immergée au large d’Ouessant. Le sort de celle-ci n’est donc pas encore fixé. Si aucun repreneur ne se manifeste prochainement, l’hydrolienne, pourtant opérationnelle, pourrait rejoindre la terre ferme et se retrouver en cale sèche. Cette opération coûterait néanmoins la bagatelle de 800 000 à 1 million d’euros. En attendant, elle continue à injecter du courant sur le réseau électrique de l’île bretonne.

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Depuis 2022, les tarifs de l’électricité explosent en France. Pour autant, l’hexagone est-il toujours l’un des pays d’Europe ou le kilowattheure est le plus économique ? Nous avons comparé les prix moyens de l’électricité chez nos voisins, même les plus lointains. Et le résultat n’est pas très glorieux pour la France.

La guerre en Ukraine et les déboires du parc nucléaire français a fait exploser le prix de l’électricité dans de nombreux pays d’Europe. Si le tarif du kilowattheure appliqué aux ménages s’est littéralement envolé chez certains de nos voisins immédiats comme l’Allemagne, l’Italie et la Belgique, ou il dépasse le seuil des 0,40 €, la France a pu contenir la hausse. Malgré les brutales augmentations du tarif réglementé que nous connaissons depuis 2022, la France conserve un prix du kWh deux fois inférieur, autour de 0,20 €/kWh.

La carte des prix de l’électricité en Europe

Cette carte est interactive, survolez pour consulter le tarif du kWh dans chaque pays.

S’ils peuvent paraître très élevés, les tarifs visibles sur la carte ci-dessus, qui correspondent à la moyenne observée au premier semestre 2023, n’atteignent pas des records. En effet, suite à la baisse générale de la consommation d’électricité en Europe sur 2023, liée notamment à une météo relativement douce, des prix plus élevés et de nombreux appels publics à la sobriété, la demande a été durablement réduite. Associée aux politiques d’aide, la casse de la demande a mécaniquement entraîné une baisse des prix sur le marché de gros.

Classement des pays d’Europe selon le prix moyen de l’électricité

Quelle politique pour réguler le prix de l’électricité chez nos voisins ?

Chaque pays a réglementé son marché, en prenant des mesures fiscales ou de protection, ce qui engendre un prix du kWh très variable d’un pays à l’autre.

➡️ L’Allemagne a adopté des mesures importantes pour limiter l’impact du prix du kWh, déjà très élevé avant la crise, sans empêcher l’explosion des tarifs en 2022. Le gouvernement a acté un nouveau plan d’action début 2023, comprenant bouclier tarifaire, une taxe sur les « superprofits », avec un plafonnement du prix à 0,40 €/kWh jusqu’en avril 2024. Début 2024, le prix est environ de 0,381 €/kWh, soit + 17 % par rapport à juin 2021.

➡️La Belgique a incité les particuliers et professionnels à réduire leur consommation sur la base du volontariat. Plusieurs aides ont été mises en place, avec une réduction d’impôt et une baisse de la TVA à 6 % pour l’électricité. Le prix est de 0,352 €/kWh au 1ᵉʳ janvier 2024, soit +21 % par rapport à juin 2021.

➡️En Italie, les pouvoirs publics ont programmé un plan général d’économie concernant l’électricité et opté également pour une taxe sur les « superprofits ». Ils ont accompagné les ménages et leur pouvoir d’achat, en limitant le prix sur les carburants et sur les produits alimentaires. Le prix actuel est de 0,3145 €/kWh au 1ᵉʳ janvier 2024, soit +28 % par rapport à juin 2021.

➡️En Espagne, face à une inflation de 10 %, le gouvernement a demandé une dérogation exceptionnelle à l’Europe afin de plafonner le prix du gaz servant à la production d’électricité. Cette mesure est spécifique à la péninsule ibérique et inclus donc le Portugal. Elle a permis une stabilité des prix dès 2022, et a pris fin en décembre 2023. Une hausse des taxes sera appliquée dès janvier 2024. La baisse de consommation en Espagne est moins importante que sur la zone Europe, notamment en raison de la surconsommation estivale liée à la climatisation. Malgré tout, l’Espagne a connu une baisse spectaculaire du prix de l’électricité. En janvier 2024, le tarif est de 0,1745 €/kWh, soit –30 % par rapport à juin 2021.

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Comment le prix de l’électricité est régulé en France ?

La France a opté, dès 2022, pour un bouclier tarifaire compensant la hausse des tarifs, en limitant celle-ci à 4 % sur l’année. Le gouvernement a pris en charge 37 % de la hausse qu’auraient subi les ménages, en abaissant principalement l’accise (une taxe, anciennement appelée CSPE puis TICFE) de 0,0324 €/kWh à 0,001 €/kWh.

Pour assurer la sortie progressive du bouclier tarifaire, qui court jusqu’en février 2025, les français ont enregistré deux hausses en 2023. Le gouvernement a confirmé au 1ᵉʳ février 2024 une hausse proche de 10 %, prévue dans le cadre de la loi des finances, en réintroduisant l’accise à un premier palier fixé à  0,02254 €/kWh, ce qui porte le prix du kWh à 0,253 €, soit une hausse d’environ 130 €/an, sur la facture des ménages, pour une consommation annuelle de 5 500 kWh (moyenne France).

Cette taxe est essentielle pour l’Etat, afin de financer le développement des énergies renouvelables et du nouveau programme nucléaire à venir. Il est fort probable que le gouvernement actionne une hausse supplémentaire au 1ᵉʳ janvier 2025, pour ramener l’accise à sa valeur de 2021, ce qui porterait le prix du kWh aux alentours de 0,29 €. Ainsi, la France risque de se rapprocher du top 10 des pays dont le prix de l’électricité est le plus élevé en Europe.

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EDF a annoncé un nouveau retard sur le chantier de l’EPR britannique d’Hinkley Point C. Une nouvelle qui tombe mal alors que l’énergéticien tricolore doit lancer de nouveaux projets sur le territoire national.

La saga de l’EPR n’a pas fini de faire parler d’elle. D’un côté, il y a les déboires rencontrés par le chantier français de Flamanville, qui accuse un retard de 12 ans et un budget qui a quadruplé depuis l’origine du projet. D’un autre, les trois EPR en fonctionnement dans le monde, deux à Taishan (Chine), lesquels ont subi des arrêts inopinés et un à Olkiluoto (Finlande) dont la mise en service a également été retardée en raison de dysfonctionnements sur la partie non nucléaire.

Outre-Manche, un chantier est en cours depuis plusieurs années dans le Somerset, pour la construction d’une paire d’EPR qui devait entrer en service en 2025. Un premier retard avait conduit à décaler la date de démarrage à juin 2027. Finalement, ce sera pour 2029. EDF explique que ce nouveau retard concerne les travaux de montage électromécanique qui devaient initialement durer 28 mois. Finalement, ils s’étaleront sur 52 mois. L’énergéticien tricolore se montre très prudent et prévient que le retard pourrait être encore plus important. Dans le cadre d’un « scénario défavorable », la situation « pourrait conduire à un démarrage de la production d’électricité de l’unité 1 en 2031 ». Avec le retard qui s’accumule, le surcoût des travaux est chiffré entre 7 et 9,3 milliards d’euros (en valeur 2015, la valeur 2023 étant en cours de calcul).

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Une mauvaise nouvelle pour les chantiers des EPR prévus en France ?

Cette nouvelle tombe très mal pour le groupe français qui s’est vu confier de nouveaux projets avec la construction de 6 nouveaux EPR sur le territoire. Récemment, le PDG d’EDF Luc Rémont avait même annoncé vouloir accélérer la cadence dans le domaine avec la construction de 1 à 1,5 nouveau réacteur nucléaire chaque année. EDF peut compter sur le soutien de l’État qui a renationalisé le groupe pour lui permettre de se donner les moyens d’atteindre ses objectifs. L’énergéticien doit en effet non seulement travailler sur la construction de 6 nouveaux EPR, mais également sur la prolongation de son parc actuel. Et dans la ligne de mire, il y a le projet de 8 EPR supplémentaires, souhaité par le président de la République.

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L’annonce avait fait grand bruit début 2023 : l’Allemagne allait construire entre 17 et 21 GW de centrales thermiques au gaz. Le champion des énergies renouvelables annonçait-il un renversement de sa stratégie ? Non, car il s’agissait de centrales dites « Hydrogen Ready » qui devaient fonctionner à l’hydrogène ou qui pouvaient être facilement converties à son utilisation. Mais ce projet a du plomb dans l’aile, faute de financement. L’Allemagne va-t-elle devoir abandonner ses plans sur l’hydrogène ?

Revenons sur le début du feuilleton. L’Allemagne vise une production d’électricité 100 % neutre en carbone pour 2035, en se basant sur une large part d’énergie éolienne et photovoltaïque. Ces dernières sont intermittentes, et nécessitent des moyens pilotables de secours. Jusqu’à maintenant, en Allemagne, ce rôle a été dévolu aux centrales thermiques au gaz, lesquelles utilisent donc un combustible fossile. Notre voisin d’Outre-Rhin se trouve ainsi devant un dilemme difficile à résoudre : augmenter la puissance installée des moyens de production intermittents ou réduire de la consommation de combustibles fossiles ?

Début 2023, le gouvernement d’Olaf Scholz a présenté une stratégie pour résoudre ce dilemme. Cette stratégie se fonde sur la constitution d’un parc de centrales thermiques à hydrogène. Cette stratégie ne peut être que progressive, pour deux raisons. La première est l’indisponibilité de sources d’approvisionnement massives en hydrogène vert, c’est-à-dire non produits à partir de sources fossiles. La deuxième raison réside dans les difficultés techniques et financières de conversion du parc existant vers l’utilisation de l’hydrogène, notamment concernant la technologie des brûleurs.

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Le passage par des centrales « Hydrogen Ready », une solution ?

Pour constituer ce parc, le gouvernement allemand prévoit la construction de centrales dites « Hydrogen Ready », que l’on pourrait tenter de traduire en français par « prêtes pour l’Hydrogène ». Qu’est-ce que cela veut dire ? Plus explicitement, le projet allemand consiste à construire des centrales thermiques au gaz naturel, mais qui pourront être converties à moindres frais à la consommation d’hydrogène. L’Agence fédérale des réseaux allemande table ainsi sur la construction de nouvelles centrales « Hydrogen Ready » pour une puissance comprise entre 17 et 21 GW (gigawatts) sur la période 2025-2031, qui s’ajouteraient aux 27,5 GW déjà existants.

Un premier obstacle auquel se heurte cette politique est la très faible rentabilité des investissements. En effet, ces nouvelles centrales thermiques seront construites pour assurer une réserve de secours, et ne seront sollicitées qu’en période de faible vent et de faible ensoleillement. Leur taux d’usage devrait ainsi être faible, le coût unitaire de l’électricité sera très élevé et il est peu probables que les centrales soient rentables par leur seule activité. Il est ainsi nécessaire de prévoir des subventions publiques pour financer leur investissement. Or les subventions induisent une distorsion de la concurrence, qui se heurte à son tour à des réglementations, notamment européennes.

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Des centrales à plusieurs milliards d’euros

C’est au mois d’août 2023 que le gouvernement allemand triomphe : la Commission Européenne a accepté que soient construites des centrales de secours subventionnées. Les nouvelles constructions comprendront une puissance totale de 8,8 GW de centrales thermiques qui consommeront directement de l’hydrogène, ainsi que 15 GW de centrales au gaz naturel « Hydrogène Ready », destinées à être converties à l’hydrogène d’ici 2035. Les subventions prévues s’élevaient à 7 milliards d’euros.

Début 2024, cette stratégie se heurte à un nouvel obstacle : la grave crise budgétaire dans laquelle est plongé le gouvernement allemand. Ce dernier avait en effet prévu de transférer 60 milliards d’un fond destiné au Covid vers le fond pour le climat et la transformation de l’économie. Or, en toute fin d’année dernière, la Cour de Karlsruhe avait jugé inconstitutionnel ce transfert. Il s’agissait en effet de dettes supplémentaires acceptées dans l’urgence et affectées uniquement à la gestion de la crise sanitaire. Le gouvernement allemand commence donc l’année avec un trou de 60 milliards d’euros, et les subventions destinées aux centrales « Hydrogen Ready » étaient incluses dans ce budget.

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Vers un abandon des centrales thermiques à hydrogène ?

Dans la panade, le gouvernement d’Olaf Scholz est pressé par les industriels de trouver une solution. Ces derniers sont en effet mis à rude épreuve par la hausse brutale des coûts de l’énergie, qui réduit leur compétitivité face à la concurrence internationale. Deux puissantes associations, la Fédération des industries allemandes (BDI) et l’association de l’industrie de l’énergie (BDEW) exhortent le gouvernement d’abandonner ses projets hydrogène. Ces projets sont en effet jugés très coûteux, et d’un impact limité sur la sécurité d’approvisionnement. En effet, il n’existe pas de source d’hydrogène vert suffisamment massive et locale, et le gouvernement prévoit d’importer cet hydrogène.

Dans l’attente d’une stratégie claire, l’Allemagne doit toutefois toujours produire de l’électricité et reste privée de gaz russe du fait des sanctions de l’OTAN. Elle poursuit donc ses importations de Gaz Naturel Liquéfié (GNL), en provenance notamment des États-Unis, tout en continuant à compter sur ses centrales à charbon. Alimentant d’autant plus les spéculations sur le fait que les centrales « Hydrogen Ready » ne seraient que du greenwashing, un cache-nez pour dissimuler la construction de centrales au gaz naturel.

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Allons-nous bientôt nous débarrasser du charbon pour la production d’électricité ? Pas sûr, car si les énergies renouvelables se développent à un rythme soutenu, les besoins en électricité progressent, eux aussi, fortement, en particulier dans les pays en développement. 

L’Agence internationale de l’énergie (IEA) vient de publier un rapport fleuve de 170 pages, dans lequel elle fait un état des lieux mondial de l’électricité en 2023, ainsi que ses projections sur l’évolution de l’électricité dans le monde jusqu’en 2026. Dans ce rapport, sobrement intitulé Electricity 2024, l’IEA prévoit notamment que la part des énergies renouvelables dépasse le charbon d’ici 2025 dans le mix électrique mondial. La production électrique issue du renouvelable passerait, en effet, de 8 959 TWh en 2023 à 12 159 TWh en 2026.

Cette hausse très importante est toutefois à mettre en perspective avec les prédictions de besoins en électricité qui passeraient de 29 734 TWh en 2023 à 32 694 TWh en 2026. Ainsi, près de 92 % de la production supplémentaire issue du renouvelable permettrait simplement de suivre la hausse des besoins en électricité. La production issue du charbon devrait bel et bien baisser, mais à un faible rythme. L’AIE envisage une baisse de 1,7 % par an jusqu’en 2026. Quant aux centrales à gaz, leur production devrait augmenter à hauteur de 1 % par an jusqu’en 2026.

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Une année 2023 marquée par une hausse temporaire des émissions de CO2

Néanmoins, ces prévisions sont à prendre avec des pincettes, car le climat pourrait nous jouer des tours et entâcher les objectifs de production d’énergies renouvelables. C’est ce qu’il s’est passé en 2023 : du fait d’une production hydroélectrique inférieure aux prévisions, notamment en Inde et en Chine, ces derniers ont dû utiliser plus de charbon que l’année 2022, entraînant dans le même temps une hausse des émissions de CO2.

L’année 2023 a également été marquée par des besoins croissants en électricité en Asie, notamment avec la Chine et l’Inde. Dans les pays les plus développés économiquement, le constat est bien différent puisque l’IEA a observé une baisse des besoins en électricité, en particulier en Europe où ce recul a atteint 3 % pour la deuxième année consécutive. L’Agence internationale de l’énergie attribue principalement cette baisse au climat économique délicat ainsi qu’à la forte inflation qui ont eu un impact important sur le secteur industriel.

Pour finir sur une note positive, l’IEA souligne que la part de l’électricité dans l’énergie finale est passée de 18 % en 2015 à 20 % en 2023, un chiffre qui témoigne d’une électrification progressive des usages. La route reste longue afin d’atteindre l’objectif zéro carbone d’ici à 2050, puisque l’agence a estimé que pour espérer l’atteindre, la part de l’électricité dans l’énergie finale devra atteindre les 30 % d’ici à 2030.

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L’année dernière, EDF avait ouvert la porte à la signature de contrats à long terme avec les fournisseurs alternatifs d’électricité. En cette fin janvier, EDF semble revenir sur sa décision.

Les fortes variations des prix de l’électricité ayant eu cours en 2022 et en 2023 ont rendu crucial le choix de contrats protecteurs pour le consommateur d’énergie. Parmi ces derniers, les entreprises dites électro-intensives sont les plus directement concernées. En effet, chez les fabricants de papier ou de carton, industriels de la chimie ou de la métallurgie, l’achat d’électricité représente un tiers ou plus de leur coût de production.

Pour ces clients, EDF a construit un produit sur mesure, appelé le Contrat d’allocation de production nucléaire (CAPN). Il s’agit de contrats long terme, d’une durée de dix à vingt ans, voire plus et qui comprennent une « avance de tête », qui revient à une participation aux investissements d’EDF. De plus, ils ont la particularité d’être négociés sur la base d’une part proportionnelle de la production du parc nucléaire, et non sur un volume fixé à l’avance.

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EDF ouvre la porte à ses concurrents…

Le 8 juin 2023, EDF est officiellement retiré de la bourse, à la suite de la reprise à 100 % du capital par l’État français. Le même jour se tient un colloque de l’Union française de l’électricité (UFE), l’association professionnelle des opérateurs du secteur électrique. Lors de ce colloque, Luc Rémont, PDG d’EDF depuis fin 2022, s’est déclaré favorable à la signature de contrats à long terme avec les fournisseurs alternatifs d’énergie.

Il annonce notamment que l’énergéticien national est prêt « à former des contrats de long terme avec l’ensemble des clients. (…) Sous réserve que nous trouvions un cadre d’opérations pour EDF qui soit évidemment équilibré dans le long terme, nous considérons les fournisseurs d’énergie et les autres investisseurs dans l’énergie comme des clients ou des partenaires ». EDF est bien sûr intéressé par ces contrats, puisqu’ils lui permettent de financer ses investissements dans la maintenance et le renouvellement du parc.

Patrick Pouyanné, PDG de TotalEnergies est également intervenu : « les fournisseurs d’électricité peuvent parfaitement devenir les partenaires d’EDF, on n’a pas besoin d’un règlement d’État ». Il va de soi que dans l’environnement très fluctuant des prix de l’électricité, les fournisseurs alternatifs sont très intéressés par la production relativement stable permise par le parc nucléaire.

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… mais la referme six mois plus tard

En fin de semaine dernière, un représentant d’EDF aurait déclaré au média Montel que les contrats long terme sont destinés à l’industrie, et qu’ils n’ont pas à « assurer de la liquidité pour faire vivre des fournisseurs ». Il n’en faut pas moins pour ces fournisseurs alternatifs s’en émeuvent. TotalEnergies ou encore Vattenfal ont fait état de leur inquiétude concernant une possible distorsion de la concurrence, puisque la situation conférerait à EDF un monopole pour approvisionner les entreprises électro-intensive. Ces craintes ne sont pas seulement celles des industriels, puisque la Commission de régulation de l’énergie (CRE) et l’Autorité de la concurrence en ont fait état également dans un courrier adressé au gouvernement.

La filière électrique en France est l’objet d’injonctions contradictoires qui rendent difficile sa gouvernance. En l’occurrence, nous assistons à une nouvelle passe d’armes entre EDF, fournisseur historique, et des fournisseurs alternatifs qui, faute de capacités de production en propre, dépendent de la production de ce même EDF.

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Elle a eu un rôle crucial pour le développement des centrales solaires hors-réseau en Australie. Après seulement sept années de service, la centrale de 10,6 MWc de Degrussa, réalisée par le français Neoen, tire sa révérence en même temps que la mine de cuivre qu’elle alimentait. Les panneaux, eux, devraient être réutilisés sur d’autres projets australiens. 

Il était une fois, en plein cœur de l’outback australien, une centrale solaire de 10,6 MWc, associée à une batterie de stockage de 6 MW de puissance ainsi que d’un générateur diesel. Cet ensemble, mis en service dans le courant de l’année 2016, permettait de fournir jusqu’à 20 % des besoins en électricité de la mine de cuivre de Degrussa, située à 900 km au nord-est de la ville de Perth. Lors de sa construction, la centrale, développée par le producteur français d’énergie renouvelable Neoen, était considérée comme le plus grand site de production d’énergie solaire hors-réseau d’Australie. Mais après seulement sept années de service, la centrale doit être démantelée pour une raison très simple : la mine de cuivre ferme définitivement ses portes, après une dizaine d’années d’exploitation.

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Une installation solaire et batterie pionnière en Australie

Malgré cette courte durée de vie, l’installation de Degrussa aura grandement contribué au développement de la production d’électricité renouvelable pour les sites hors réseau australiens, grâce à un important partage d’expérience.  Depuis, de nombreuses installations hybrides ont été mises en service dans le pays. La mine d’or d’Agnew, exploitée par Gold Fields, a été équipée d’une centrale comportant 18 MW d’éolien (grâce à cinq turbines), 4 MW de solaire et 13 MW de stockage de batterie. Cet ensemble permet de produire de 50 à 60 % de l’électricité utilisée par cette mine. Un peu plus au sud, la société Zenith Energy réalise actuellement une centrale hybride destinée à alimenter la mine de lithium de Kathleen Valley. Cette infrastructure sera composée de cinq éoliennes de 6 MW, 16 MW de photovoltaïque et 17 MW de stockage d’électricité. 

Du côté de Degrussa, les quelque 34 000 panneaux photovoltaïques sont encore en bon état. Neoen, qui va procéder à la réhabilitation complète du site de vingt hectares, dit espèrer pouvoir les réutiliser sur d’autres projets de production solaire.

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L’énergie solaire est intermittente. Alors pour absorber les excédents et pour la rendre disponible lorsqu’elle ne l’est pas naturellement, les champs de panneaux solaires sont de plus en plus associés à des stockages par batterie. Le plus grand système du genre vient d’être mis en service aux États-Unis.

Sa construction avait commencé en 2021, dans le désert de Mojave, en Californie (États-Unis) et l’opérateur du projet Edwards & Sandborn (E&S) vient tout juste d’annoncer sa mise en service. Celle d’un site de près de 2 000 hectares de panneaux solaires photovoltaïques et de batteries. Les chiffres donnent le tournis. Plus de 1,9 million de modules solaires First Solar pour une puissance de 875 MWc. À côté de cela, plus de 120 000 batteries (LG Chem, Samsung et BYD) pour une capacité totale de stockage de 3 287 MWh. Et une capacité d’interconnexion de 1 300 MW. Le tout relié par presque 650 km de fils et de câbles. De quoi détrôner la batterie géante de Moss Landing et ses 3 000 MWh, qui détenait jusqu’ici la première position.

Ils ne sont pas moins de 1 000 personnes à avoir travaillé sur place pour un total de plus d’un million d’heures. Leur récompense : une installation qui devrait pouvoir alimenter l’équivalent de 238 000 foyers américains. Avec une réduction annuelle de 320 000 tonnes d’émissions de dioxyde de carbone (CO₂).

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Énergie solaire et batteries, un projet complexe

Selon Mortenson, le constructeur de cette immense installation, il s’agit là du projet le plus complexe qu’il ait eu à mener. En raison à la fois de sa taille, du niveau de main-d’œuvre et des trois interconnexions différentes au réseau qu’il impliquait, mais aussi de la combinaison de technologies et de fournisseurs, tant pour la partie solaire que pour la partie stockage. Mais le projet est désormais bel et bien pleinement opérationnel. Et ce sont plus d’une dizaine de clients — dont la ville de San Jose — qui pourront profiter de l’installation dont Terra-Gen restera l’exploitant. Les contrats pourront porter sur de la fourniture d’électricité solaire ou de stockage uniquement, ou sur les deux.

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Nous avons testé le petit boîtier nrLink à brancher sur le compteur Linky et son écran, qui affiche en temps réel la consommation électrique de son domicile. Moins chère que son concurrent Ecojoko, la solution facilite-t-elle vraiment les économies d’énergie ?

Grâce au compteur Linky, tout le monde peut désormais suivre sa consommation d’électricité en temps réel et consulter une grande variété de statistiques énergétiques, comme sa courbe de puissance. Un petit écosystème s’est même créé autour du compteur communicant, et particulièrement de sa petite prise « secrète » : le port « téléinformation client » (TIC).

Ce port dissimulé sous le capot du Linky permet d’y brancher un petit relais émetteur local (ERL), qui récupère et communique les données de consommation, souvent via Wifi, à une application smartphone et/ou un petit écran déporté. Plusieurs sociétés en proposent, à commencer par les fournisseurs d’électricité comme TotalEnergies (clé Atome / Conso Live), Engie (Ma Conso+) et EDF (Info Watt), qui permettent à certains de leurs clients de surveiller leur consommation en temps réel depuis un smartphone.

D’autres sociétés, comme Ecojoko et My Energy Manager (MyEM), totalement indépendantes des fournisseurs d’énergie, les commercialisent accompagnés d’un petit moniteur. Il s’agit d’un écran à placer dans n’importe quelle pièce de son domicile qui affiche la consommation d’électricité en temps réel. Nous avions testé il y a quelques mois la solution d’Ecojoko. Mais le pionnier de l’assistant d’économies d’énergie n’est plus seul sur le marché depuis la sortie du boîtier nrLink de MyEM. Cette start-up nous a envoyé un exemplaire, que nous avons testé chez nous pendant plusieurs jours.

À gauche : l’écran du nrLink (rectangulaire) comparé à l’écran d’Ecojoko (rond). À droite : installation de la clé ERL sur le port TIC du compteur Linky (en triphasé) / Images : Révolution Énergétique.

Un système très économe en énergie

L’outil est composé de deux éléments : une clé ERL à brancher sur le port TIC de son compteur Linky et un petit écran tactile de 8×10 cm à brancher sur n’importe quelle prise de son domicile. La clé ERL est alimentée par le compteur Linky et utilise le protocole Zigbee (qui présente l’avantage d’être extrêmement économe en énergie) pour communiquer les données au moniteur, qui lui est connecté en Wifi à votre box. Le moniteur intègre une petite batterie offrant 2 heures d’autonomie, afin d’éviter les pertes de données lors de son déplacement ou de brèves coupures de courant. Il s’agit d’un dispositif conçu par la société britannique Chameleon Technology, fabriqué en Chine et exclusivement distribué par MyEM en France.

Si la consommation de la clé ERL est insignifiante (le port TIC du compteur Linky ne peut de toute façon pas dépasser 0,13 W de puissance), celle du moniteur est étonnamment faible. Nous avons relevé une consommation de seulement 17 Wh sur 24 h, soit une puissance moyenne de 0,71 W. Le boîter dispose pourtant d’une belle luminosité (réglable). Son écran tactile propose différents modes d’affichage : puissance instantanée en watts et en euros par heure, consommation sur 24 h ou sur les 7 derniers jours. Sa netteté est correcte. Globalement, il remplit bien sa mission principale : indiquer clairement le niveau de consommation d’électricité au consommateur.

À noter qu’il existe également une version du nrLink dédiée aux particuliers produisant leur énergie solaire. Bien plus chère (147 ou 107 € avec la prime CEE maximale), elle se connecte aux onduleurs Enphase ou aux prises Shelly vendues avec certains kits prêts-à-brancher, afin d’enrichir les statistiques énergétiques du logement. Nous n’avons pas testé cette version.

L’écran du nrLink / Images : Révolution Énergétique, MyEM (schéma).

Une interface utilisateur à perfectionner

Sur l’écran, nous avons constaté quelques pertes de connexion entre la clé ERL et l’écran. Brèves mais régulières, ces déconnexions sont probablement dues à la distance entre le compteur situé dans une armoire en bois sur le palier et l’écran, distants de 15 m et séparés par 2 murs en béton armé. Problème : le système interprète ces pertes de signal comme une consommation nulle, à « 0 W », et fausse donc la courbe de puissance du logement. La seule solution fut de réduire la distance écran/compteur en le changeant de pièce.

Les données de consommation collectées par le nrLink sont également consultables sur un espace personnel en ligne et, depuis fin janvier 2024, sur une application smartphone. L’esthétique est très dépouillée, mais on y retrouve les informations de base comme la courbe de puissance, la consommation totale quotidienne, hebdomadaire, mensuelle et annuelle. Il est également possible de consulter diverses statistiques comme la consommation moyenne quotidienne et les « records » tels que la puissance maximale jamais atteinte et les jours où l’on a le plus et le moins consommé. Un outil permet aussi de comparer facilement les consommations d’une période à une autre.

Si l’essentiel s’y trouve, nous aurions apprécié pouvoir consulter les consommations triées selon la tranche tarifaire : heures pleines / heures creuses, heures super creuses ou Tempo. Cette fonctionnalité permettrait de savoir si son offre est toujours adaptée à ses habitudes de consommation, et donc de payer son électricité au prix idéal. Car c’est peut-être le meilleur service que le produit pourrait rendre, puisqu’il est finalement assez difficile de rentabiliser rapidement son prix d’achat simplement par la sobriété.

Divers éléments de l’interface web et smartphone / Captures : Révolution Énergétique.

Comment amortir le prix d’achat du boîtier ?

Amortissement du boîtier NR Link
Prix à l’achat sans prime CEE	99 €
Prix à l’achat avec prime CEE maximale	59 €
Quantité d’électricité à économiser sur 1 an pour amortir le prix d’achat sans prime CEE	434,21 kWh (soit 965 cycles de lave-linge en mode éco)
Quantité d’électricité à économiser sur 1 an pour amortir le prix d’achat avec prime CEE maximale	258,77 kWh (soit 575 cycles de lave-linge en mode éco)

Vendu 99 € hors prime CEE, qui peut réduire le tarif de 5 à 40 € selon votre profil, le boîtier nrLink impose de réaliser de colossales économies d’énergie pour être amorti. Faites par exemple une croix sur… 965 cycles de lave-linge en mode éco (0,45 kWh/cycle) si vous souhaitez le rentabiliser sur 1 an. En effet, 99 € correspond à 402 kWh d’électricité au tarif réglementé base actuel. C’est ni plus ni moins l’équivalent d’un mois complet de consommation électrique d’un foyer français moyen. Il faut toutefois remarquer que le boîtier nrLink est considérablement moins cher que son concurrent Ecojoko, qui vend son moniteur 199 € (ou 7,99 €/mois en location).

MyEM et Ecojoko font tous deux valoir une étude réalisée en 2012 par le CNRS, qui affirme que les consommateurs baissent généralement de 10 à 23 % leurs consommations d’électricité lorsqu’ils peuvent la consulter en temps réel. MyEM promet même jusqu’à 25 % d’économies avec son nrLink. Mais avec ou sans boîtier, réduire à de tels niveaux sa consommation est un réel exploit. Il ne suffit donc pas de brancher la clé pour faire baisser automatiquement sa facture, mais de s’en aider pour repenser en profondeur ses usages : réduire drastiquement la consommation de gros appareils, baisser durablement le chauffage s’il est électrique, décaler le plus de consommations vers les heures creuses, etc. Se contenter de couper la veille des appareils ne suffit pas.

Pertinent dans les grands logements tout-électriques

Ces moniteurs de consommation sont plus adaptés aux grands logements tout-électriques, qui ont une marge d’économies nettement plus importante qu’un studio chauffé au gaz par exemple. Au-delà des économies d’énergie, le boîtier est assez amusant utiliser, surtout pour les energy geeks que nous sommes. Scruter la puissance évoluer au fil de la journée et des appareils que nous allumons a quelque chose de captivant, même si nous n’adoptons pas immédiatement de geste pour la réduire.

Dans notre cas toutefois, la présence du boîtier nous a permis d’identifier rapidement un convecteur de 1 500 W resté allumé sans raison. Il nous a également permis de prendre conscience de l’impact des nombreux éclairages, certes à LED, que nous avions tendance à oublier d’éteindre. Difficile cependant d’estimer précisément la quantité d’électricité que nous avons économisée grâce à l’écran. Combien de temps aurions-nous laissé le convecteur allumé sans l’écran ? Aurions-nous continué d’ignorer les éclairages allumés pour rien ? Il est complexe de quantifier cela.

Test de l’assistant nrLink : nos notes et mesures

Boîtier nrLink
Consommation d’électricité sur 24 h (puissance moyenne sur 24 h) Relevées par RE	17 Wh (0,71 W)
Consommation d’électricité sur 1 an Calculé par RE	6,2 kWh
Coût d’utilisation annuel Calculé au prix du kWh TRV base	1,41 €
Distinction des consommations selon périodes tarifaires	Non
Afficheur physique (connectique)	Oui (WiFi 2.4 GHz, alim : micro-USB DC5V)
Distance clé ERL – moniteur lors du test (obstacles)	15 m (2 murs en béton armé)
Qualité de l’interface utilisateur (ordinateur)	⭐⭐⭐
Qualité de l’interface utilisateur (application smartphone)	⭐⭐⭐
Qualité de l’interface utilisateur (moniteur)	⭐⭐⭐⭐⭐
Qualité physique du moniteur	⭐⭐⭐⭐
Possibilité de recevoir des alertes paramétrables sur la conso et puissance	Partiellement
Facilité d’installation	⭐⭐⭐⭐⭐
Fiabilité des mesures	⭐⭐⭐⭐⭐
Origine des mesures (mode d’envoi des données)	Compteur Linky (La clé ERL branchée au Linky envoie les données à l’afficheur. L’afficheur est connecté en Wifi)

² mesurée dans un immeuble en béton armé, compteur Linky placé dans une armoire en bois, dans la cage d’escalier.

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L’avant-projet de loi sur la souveraineté énergétique a été divulguée, et elle a eu l’effet d’une douche froide en ce début d’année. « Fin des énergies renouvelables en France ! », « Manque de respect pour la filière ! », les critiques n’ont cessé de pleuvoir. Mais qu’en est-il réellement ? Que dit le texte ?

Resituons le contexte. Le 8 janvier dernier, le gouvernement rend public un avant-projet de la loi de souveraineté énergétique. Ce dernier devait être présenté en conseil des ministres début février, puis présenté au Parlement au cours de l’année 2024. Ce texte propose une modification du Code de l’énergie, portant sur deux aspects : d’une part la formulation des objectifs de la politique énergétique nationale (Titre I), et d’autre part l’information et la protection des consommateurs d’énergie, notamment vis-à-vis des démarches commerciales agressives, et en particulier dans un contexte de crise du prix de l’énergie (Titre II).

C’est la première partie de l’avant-projet de loi qui nous intéresse dans cet article. Elle a pour objectif de modifier l’article L100-4 du Code de l’Énergie concernant deux aspects : les objectifs énergétiques généraux d’une part et les moyens de production d’autre part. Et ce sont bien ces deux aspects qui ont suscité un tollé. Regardons davantage en détail.

Des objectifs moins contraignants ?

Le tableau ci-dessous récapitule les modifications les plus importantes proposées en ce qui concerne les objectifs généraux de la politique énergétique.

Texte en vigueur	Modification proposée
Article L100-4 I.1° Réduire les émissions de gaz à effets de serre par rapport à 1990 de 40 % en 2030 Neutralité carbone à l’horizon 2050	Article L100-4 I.1° Tendre vers une réduction de 50 % entre 1990 et 2030 (en excluant les variations associées à l’usage des terres et à la foresterie)
Article L100-4 I.2° Réduire la consommation énergétique finale par rapport à 2012 de 7 % en 2023, 20 % en 2030 et de 50 % en 2050	Article L100-4 I.2° Tendre vers une réduction de la consommation énergétique finale par rapport à 2012 de 7 % en 2023, 30 % en 2030 et de 50 % en 2050
Article L100-4 I.3° Réduire la consommation énergétique primaire des énergies fossiles par rapport à 2012 de 40 % en 2030	Article L100-4 I.3° Tendre vers une réduction de la consommation énergétique primaire des énergies fossiles par rapport à 2012 de 45 % en 2030 et 60 % en 2035.

Le texte évoque des objectifs de réduction des émissions de gaz à effet de serre, de la consommation énergétique finale et de la consommation des énergies fossiles. De manière générale, on constate que le gouvernement propose de rendre ces objectifs plus ambitieux, mais, dans le même temps, change la formulation de « réduire » vers « tendre vers une réduction ».

Il est certain que cette nouvelle formulation est en première approche moins contraignante. Il n’en reste pas moins qu’elle exige a minima du gouvernement une obligation de moyens vers ces objectifs. Par ailleurs, le gouvernement indique que ces objectifs sont dorénavant harmonisés avec la réglementation européenne « fit for 55 », déclinée par la directive 2023/19791 du Parlement européen et du conseil du 13 septembre 2023.

Suppression des objectifs chiffrés de sources d’énergie renouvelable

Le tableau ci-dessous récapitule certaines des modifications proposées en ce qui concerne le mix énergétique :

Texte en vigueur	Modification proposée
Pas de mention de capacité nucléaire	Article L100-4 II.2° Maintenir une puissance installée de capacité électronucléaire d’au moins 63 GW, avec une disponibilité  + objectifs de disponibilité. Article L100-4 III.1° Nouvelles constructions : au moins 9,9 GW engagés en 2026, et 13 GW engagés au-delà
Pas de mention des capacités pilotables hors nucléaire	Article L100-4 II.3° Maintenir la puissance installée Conversion progressive à des combustibles bas-carbone
Article L100-4 I.4° La part des énergies renouvelables doit être portée à 23 % en 2020 et 33 % en 2030. Mention de l’énergie hydraulique, des éoliennes et de l’agrivoltaïsme.	Article L100-4 II.3° Assurer un déploiement des énergies renouvelables permettant d’assurer la couverture des besoins en électricité en sus des moyens nucléaires et pilotables hors nucléaire. Favoriser le développement de flexibilité telles que la modulation de la consommation et de la production d’énergie électrique et le stockage d’énergie.
Article L100-4 I.8° Autonomie énergétique et un mix à 100 % d’énergie renouvelable pour les collectivités d’outre-mer à l’horizon 2030.	Article L100-4 II.6° Mix énergétique à 100 % d’énergie renouvelable à l’horizon 2030 et l’autonomie énergétique à l’horizon 2050.
Article L100-4 I.9° Multiplier par cinq la quantité de chaleur et de froid renouvelables et de récupération à l’horizon 2030	Article L100-4 II.4° Viser une part de 45 % de chaleur et de froid renouvelable dans la consommation de chaleur et de froid en 2030 et de 55 % en 2035.
Article L100-4 I.10° Hydrogène bas-carbone à environ 20 % à 40 % des consommations totales d’hydrogène à l’horizon 2030	Plus de mention de l’hydrogène

Le changement de formulation de l’avant-projet de loi est significatif. D’un objectif chiffré fixé à une valeur 33 % de part d’énergie renouvelable pour 2030, tout objectif chiffré est supprimé. Dans le même temps, le texte sanctuarise une puissance installée nucléaire de 63 GW. L’émoi de la filière renouvelable peut se comprendre, notamment lorsque les modifications de l’avant-projet de loi se présentent sous une forme quelque peu technocratique : « Les 4° à 11° du I et le Ibis sont supprimés. ».

Quoi qu’il en soit, si l’on regarde plus en détail, on s’aperçoit que l’avant-projet de loi ne fait que sanctuariser un socle d’approvisionnement en source d’énergie pilotable, et notamment explicitement nucléaire, et consacre le fait que tous les besoins supplémentaires devront être couverts par des énergies renouvelables.

En France, environ 20 % de la consommation finale d’énergie primaire provient aujourd’hui du secteur nucléaire. Sous l’hypothèse d’une division par deux de cette consommation finale, et, au premier ordre, une production nucléaire constante, la part de l’énergie nucléaire augmenterait à 40 %. Resterait-il 60 % du mix disponibles pour l’extension des énergies renouvelables ? Il est difficile de répondre à cette question, car la réponse dépend d’une part de l’électrification des usages lancée massivement par ailleurs (transport électrique et pompes à chaleur) et de la réduction effective de la part des énergies fossiles. Il est toutefois possible d’affirmer que le gouvernement n’a pas décidé de l’arrêt des énergies renouvelables.

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Quelles seront les suites ?

Depuis, le ministère de l’Économie a récupéré la compétence de l’Énergie, et un nouveau texte intitulé « saisine rectificative au projet de loi relatif à la souveraineté énergétique » aurait été communiqué depuis le 17 janvier. Dans ce texte, tout le Titre I de l’avant-projet de loi aurait été supprimé.

Il va de soi que mettre l’accent sur la sécurité de l’approvisionnement énergétique, et notamment du réseau électrique par le biais de moyens pilotables, n’est pas une mauvaise nouvelle. Toutefois, le renversement proposé de la formulation de la loi laisse toutefois des zones d’ombres qui rendent difficile à anticiper les conséquences pratiques de ce nouveau texte, en particulier en termes d’emploi. Nous suivrons tout cela avec une grande attention.

Consultez le texte de l’avant-projet de loi relatif à la souveraineté énergétique ↗️

Consultez l’article L100-4 du Code de l’Énergie ↗️

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L’Inde a annoncé vouloir multiplier par 3 sa capacité de production d’électricité nucléaire d’ici 2032. Pour cela, le pays compte mettre en service, d’ici là, un réacteur nucléaire chaque année.

En 2017, l’Inde a décidé de lancer la construction de 10 réacteurs nucléaires de 700 mégawatts (MW). Seulement 4 ans plus tard, début 2021, le premier réacteur à eau lourde sous pression (PHWR) de fabrication locale était connecté au réseau électrique du pays à la centrale de Kakrapar. Quelques péripéties et 18 mois plus tard, il commençait à produire de l’électricité commerciale. Et il y a quelques semaines, un autre réacteur a atteint son niveau critique. Une unité supplémentaire doit être mise en service en 2024. Autant de preuves que l’Inde compte bien sur l’énergie nucléaire pour faire baisser ses émissions de dioxyde de carbone (CO₂) tout en continuant de répondre à la demande en électricité toujours croissante dans le pays.

Tripler la capacité de production nucléaire de l’Inde

Le gouvernement indien l’a d’ailleurs annoncé au cœur de l’été dernier. L’objectif est de faire monter la capacité de production nucléaire du pays de 7 480 MW actuellement à 22 480 MW d’ici 2031. L’idée est même d’atteindre les 50 000 MW installés en 2040. Pour y arriver, la Nuclear Power Corporation of India Limited (NPCIL) projette de mettre en service un réacteur nucléaire par an. Pour la plupart, des PHWR de 700 mégawatts électriques (MWe) comme le pays sait désormais en produire. Pas moins de 9 réacteurs de ce type sont en cours de construction dans le pays. Et au total, 19 unités sont à différents stades de mise en œuvre.

Et la Nuclear Power Corporation of India Limited assure que selon les besoins, elle pourrait être en mesure d’ajouter à ce nombre des réacteurs de 220 MWe « d’une technologie éprouvée ». Des petits réacteurs nucléaires modulaires (SMR) pourraient aussi venir compléter le tableau « sur la base de l’expérience locale dans la construction de réacteurs de puissance ».

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Des réacteurs nucléaires conçus par l’Inde et la Russie

Mais l’Inde compte également sur quelques partenariats avec l’étranger pour implanter dans son pays des réacteurs nucléaires un peu plus puissants que ceux conçus localement. À l’occasion de la dernière World Nuclear Exhibition, l’Inde a signé un accord de coopération industrielle avec la France. Peut-être le signe d’une prochaine décision concernant le projet de construction de six EPR discuté entre les deux pays depuis 15 ans.

Il y a quelques jours, l’Inde a annoncé un nouvel accord avec la Russie pour la construction de deux réacteurs supplémentaires pour la centrale de Kudankulam. Alors que 4 unités de 1 000 MW y sont encore en cours de construction, 2 unités supplémentaires sont ainsi déjà annoncées. La centrale doit être achevée d’ici 2027.

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Après une première apparition pour le moins remarquée au CES de Las Vegas de 2018, Lancey Energy Storage s’est, de nouveau, envolée pour le Nevada avec une nouvelle innovation dans ses bagages : une pompe à chaleur air/eau autonome en énergie, une première mondiale.

Appelée PACABAT, cette pompe à chaleur a la particularité d’embarquer des batteries de stockage d’électricité, un onduleur, ainsi qu’un double compresseur AC/DC. Grâce à cette combinaison, elle peut être alimentée via le réseau électrique en 230 V pendant les heures creuses, mais également fonctionner grâce à l’énergie du soleil produite par ses propres panneaux photovoltaïques. En cas de surplus de production d’électricité solaire, celle-ci peut être stockée dans les batteries pour être utilisée ultérieurement, et donc limiter le recours à l’électricité du réseau.

Ce projet, en partie financé par la BPI France, pourrait permettre à ses utilisateurs de baisser significativement leur facture d’électricité en permettant une optimisation poussée de l’énergie produite grâce aux panneaux solaires. Avec cette innovation, Lancey espère trouver sa place dans le remplacement des chaudières au gaz et au fioul, qui va devenir systématique dans les années à venir. Pour l’heure, la PACABAT en est encore au stade du prototype. Ses caractéristiques techniques définitives n’ont pas encore été communiquées. L’entreprise espère pouvoir commercialiser sa pompe à chaleur solaire et stockage d’ici 2027. Elle estime son prix de vente autour de 12 000 euros pour un modèle de 3 kW hors panneaux solaires. Une surface de panneaux de 20 m² serait par ailleurs nécessaire pour satisfaire ses besoins.

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Un radiateur classique à batterie déjà commercialisé

Ce n’est pas la première fois que Lancey Energy Storage fait tourner les têtes. En 2018, déjà, son radiateur électrique à batterie lui avait valu un prix au CES de Las Vegas. Depuis cette reconnaissance de taille, la petite startup iséroise ne cesse de croître. Elle a ainsi écoulé plus de 3 500 radiateurs entièrement fabriqués en France, dont une grande partie a été installée dans de vastes programmes de rénovation. Afin de poursuivre son développement, l’entreprise a récemment réalisé une levée de fonds grâce à un financement participatif de près d’un million d’euros.

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