Pour moderniser la maintenance prédictive de ses centrales nucléaires, EDF vient de nouer un partenariat avec le géant américain Amazon. Cet accord, capital pour l’amélioration du suivi des centrales nucléaires, pose néanmoins des questions sur la souveraineté numérique française et sur d’éventuels risques d’espionnage industriel.

Non, EDF n’a pas signé un accord avec Amazon pour bénéficier de la livraison en un jour ouvré concernant les composants de ses futurs EPR2. L’énergéticien français souhaite plutôt s’attacher les compétences informatiques du géant américain, par le biais de sa filiale Amazon Web Services (AWS), moyennant un contrat de 860 millions d’euros. Avec ce contrat, EDF a pour objectif de moderniser toute une partie de son système d’information dit « de gestion ». AWS devrait permettre, grâce à l’intelligence artificielle, de numériser et de sauvegarder l’ensemble des références de pièces nécessaires à la maintenance des centrales nucléaires françaises, et ainsi mieux gérer les stocks. Cette gestion optimisée devrait faciliter les opérations de maintenance prédictive et éviter d’éventuels retards sur le redémarrage de réacteurs dans le cadre de maintenances programmées. L’optimisation de ces opérations de maintenance est d’autant plus importante que celles-ci devraient se multiplier face au prolongement de la durée de vie des réacteurs français.

Ce contrat fait partie d’un vaste plan de numérisation d’EDF, un chantier lancé par Luc Rémont lors de son arrivée à la tête du groupe en 2023. Dans ce contexte, plusieurs partenaires IT (informatiques et technologies), comme AWS, ont été choisis pour soutenir les centres de stockage et les compétences internes. Le français Outscale, filiale de Dassault Systèmes, a, par exemple, été chargé de la mise en place de jumeaux numériques pour optimiser la construction et la gestion des futurs EPR2.

Un risque d’espionnage industriel ?

Néanmoins, cette décision interroge, car confier cette mission à une entreprise étrangère peut exposer le parc nucléaire français à des risques d’espionnage ou de cybersécurité. Le ministère de l’Économie a bien essayé de se montrer rassurant en indiquant que le contrat était verrouillé dans le cadre des règles européennes. Malgré ces règles européennes, et même si ces données sont totalement indépendantes des systèmes informatiques de pilotage des centrales, la prudence est de mise. En effet, outre-atlantique, le Foreign Intelligence Surveillance Act (FISA), le Patriot Act et le CLOUD Act permettent aux autorités fédérales d’accéder aux données stockées par des entreprises américaines. Ainsi, le gouvernement américain pourrait avoir accès aux données de maintenance de l’entièreté du parc nucléaires français.

Une souveraineté numérique française à géométrie variable

D’ailleurs, depuis plusieurs années, la France durcit sa politique de souveraineté numérique, en imposant notamment à ses administrations de choisir des gestionnaires de données français ou européens. De la même manière, l’Agence nationale de la sécurité des systèmes d’informations (ANSII) a établi des règles de sécurité concernant la gestion des données. Néanmoins, ces mesures ne s’appliquent qu’aux administrations et pas aux entreprises, même si celles-ci sont publiques comme EDF.

Il semble qu’à l’heure actuelle, aucune entreprise française ne soit capable de rivaliser économiquement avec des entreprises de la taille AWS. Conscient de ce problème, Bercy a indiqué vouloir aider le cloud français à rivaliser avec ses concurrents étrangers dans le cadre de la stratégie cloud de France 2030.

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L’île de La Réunion pourrait voir apparaître prochainement un parc éolien au large de ses côtes. C’est le pari fait par deux entreprises spécialisées du secteur. Ce serait l’occasion pour l’île de faire bondir sa production d’énergies renouvelables.

Fortement dépendante des énergies fossiles (charbon, diesel et fioul) pour sa production d’électricité, La Réunion pourrait inverser la tendance grâce à un projet d’éolien en mer. Déjà dotée d’éoliennes terrestres capables de résister aux cyclones et tempêtes qui traversent régulièrement l’île, La Réunion devrait dorénavant exploiter les vents marins pour décarboner sa production électrique.

Un projet de parc éolien en mer de 200 MW

En effet, Akuo et BlueFloat, deux entreprises spécialisées du secteur, envisagent de s’associer pour développer un projet d’éolien flottant dans une zone maritime située à quelques kilomètres au large de Sainte-Marie et de Sainte-Suzanne, au nord de l’île.

Une douzaine de turbines de 15 mégawatts (MW), soit une puissance totale d’environ 200 MW, permettrait d’éviter 210 000 tonnes d’émissions de CO₂ par an. Ce nouveau parc serait également en mesure de couvrir 25 % des besoins en électricité de l’île.

L’éolien en mer pour renforcer la souveraineté énergétique de La Réunion

Pour Clément Mochet, directeur de BlueFloat Energy France, ce projet serait par ailleurs un pas en faveur de la souveraineté énergétique de l’île. Il stabiliserait aussi les coûts de production de l’électricité qui sont particulièrement élevés dans les zones non interconnectées (ZNI).

Les deux entreprises partenaires travaillent sur le projet depuis maintenant deux ans. L’objectif est que les éoliennes soient mises en service à l’horizon 2030/2035.

De nombreux défis à relever pour mener à bien le chantier du parc éolien en mer réunionnais

Mais le projet n’en est toutefois qu’à ses balbutiements et de nombreux obstacles sont encore à surmonter. Il faudra notamment considérer la préservation de l’environnement. Clément Mochet précise sur ce point qu’il est prévu d’analyser le comportement de la faune présente sur le site pour adapter le projet en conséquence.

Il sera également nécessaire de faire évoluer le réseau électrique pour accueillir ce nouvel équipement. Enfin, le grand port maritime de La Réunion devra être en mesure d’accueillir le chantier de montage des éoliennes sur place.

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Vanté pour ses nombreuses qualités, et en particulier sa capacité à stocker le carbone, le biochar a, depuis quelques années, le vent en poupe. Porté par de nombreux projets destinés à générer des crédits carbone, il pourrait être un allié indispensable de la transition énergétique. 

1541, Amérique du Sud. Le navigateur espagnol Francisco de Orellana descend le fleuve Amazone, et rapporte dans ses cahiers la description d’une civilisation dense, à l’agriculture riche et sophistiquée. De cette description, il ne reste plus rien, si ce n’est la Terra Preta, une terre sombre à la fertilité exceptionnelle que l’on retrouve au cœur de la forêt amazonienne. Créée par l’homme durant l’époque précolombienne, cette terre tient une partie de sa richesse à sa teneur en un élément aujourd’hui de plus en plus prisé : le biochar.

Pendant longtemps oubliée, cette poudre noire est désormais obtenue grâce à la pyrolyse de la biomasse dans des fours spécialement conçus. Cette opération consiste à chauffer la matière organique à une température comprise entre 350°C et 650°C sans oxygène. Le biochar bénéficie d’un regain d’intérêt pour ses capacités qui vont au delà de la simple amélioration de la qualité d’un sol. En 2018, le GIEC l’a reconnu comme technologie d’émission négative pour son rôle de puits carbone. Une tonne de biochar peut, en effet, stocker de manière stable et durable l’équivalent de 2,5 tonnes à 3 tonnes de CO₂.

Ainsi, la combinaison de cette capacité à stocker le carbone, et à améliorer la qualité des sols a entraîné un véritable engouement pour ce matériau que certains n’hésitent pas à qualifier de « nouvel or noir ».

Le biochar possède des avantages indéniables

Au-delà des nombreux témoignages qui vantent l’impact du biochar sur la fertilité des sols, les études scientifiques sur le sujet se multiplient pour évaluer ces bienfaits et comprendre les mécanismes qui y sont associés.

En août 2023, une étude a été publiée en ce sens par l’université A&M du Texas. Celle-ci portait sur les effets d’un biochar obtenu à partir de résidus de culture de blé sur une culture de tomates. Différents paramètres ont été observés, comme la croissance des plants de tomates et le développement de leur système racinaire, ainsi que la diversité microbienne du sol. Les résultats de cette étude ont été saisissants, puisque les chercheurs ont découvert que le microbiome du sol traité bénéficiait à la fois d’un accroissement de l’activité de plusieurs microbes bénéfiques à la plante, ainsi qu’une réduction de l’activité de certains champignons pathogènes. De plus, l’activité symbiotique entre la plante et le microbiome s’est également trouvée améliorée. Si cette étude ne montre pas d’effet immédiat du biochar sur le rendement des plants de tomate, elle pose les bases d’effets sur le long terme du matériau, une fois incorporée dans le sol.

D’autres études ont également démontré la capacité du biochar à améliorer la fertilité d’un sol grâce à un rôle restructurant qui permettrait aux plantes de mieux absorber les nutriments, même dans un sol historiquement pauvre, comme c’est le cas dans la forêt amazonienne.

Un intérêt pour l’agriculture, mais pas que

Les possibles applications du biochar ne se limitent pas à l’agriculture, puisqu’il pourrait même participer à la décarbonation du béton, une aubaine quand on sait que celui-ci est responsable de 7% à 8% des émissions de CO₂ à l’échelle de la planète. Ces émissions sont principalement causées par le processus de fabrication du ciment, un liant composé de clinker : un matériau obtenu par la cuisson à très haute température (environ 1400°C) d’un mélange de calcaire et d’argile. Outre l’énergie nécessaire à la montée en température du matériau, la réaction chimique qui en résulte entraîne un dégagement de CO₂ issu du calcaire. En France, selon un rapport de CIM Béton de 2018, l’empreinte carbone du ciment se situe aux alentours 624 kg eq CO₂/t.

Que vient faire le biochar dans cette histoire ? Il vient tout simplement équilibrer le bilan carbone du ciment en étant ajouté à la formulation de celui-ci. En France, le cimentier Vicat a réussi à créer un nouveau liant, appelé Carat, qui a la particularité d’avoir une empreinte carbone de -15 kg eq CO₂/t. En d’autres termes : il stocke du carbone !

L’impulsion des crédits carbone

Pour l’heure, le biochar est encore peu utilisé car il a un (très) gros défaut : il coûte cher. En Europe, la tonne de ce matériau se négocie généralement entre 600 euros et 800 euros. Or, la quantité requise pour un usage agricole est de l’ordre de plusieurs tonnes par hectare, un coût financier trop élevé pour un grand nombre de culture.

Mais cela pourrait bientôt changer, car sa capacité à stocker du carbone est de plus en plus mise à profit pour générer des crédits carbone. C’est, par exemple, ce que propose la startup française NetZero, qui a ouvert deux usines de production de biochar, dont la première se situe en Afrique et la deuxième en Amérique du Sud. Le biochar obtenu, particulièrement efficace pour des sols tropicaux, est revendu aux agriculteurs locaux.

En France, la société Carbonloop promeut la décarbonation énergétique des sites industriels avec la mise en œuvre d’une solution de pyrolyse de biomasse permettant de produire de la chaleur, de l’électricité ainsi que du biochar qui pourra ensuite être revendu.

Désormais, il reste à la filière de trouver un équilibre économique permettant de rendre le tarif du biochar abordable grâce à la vente de crédits carbone.

Le biochar, un produit à utiliser avec parcimonie

Malgré cette dynamique encourageante, le biochar doit faire l’objet d’une production mesurée, comme toutes les technologies résultant de la biomasse. Car si son bilan carbone est positif avec des résidus de culture, il devient mauvais dès lors qu’il est produit à partir de forêts anciennes ou de forêts primaires. D’autre part, une production trop intensive pourrait entraîner des conflits d’usage en limitant la disponibilité de matières premières pour la construction bois ou encore la biomasse.

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Les Philippines sont un vaste archipel composé de plus de 7 600 îles classées en trois principales divisions géographiques : Luzon, Visayas et Mindanao. Appartenant au groupe des Visayas, Capul est une île relativement isolée et hors réseau, et pourtant peuplée de plus de 12 000 habitants. Elle a été choisie pour accueillir la première centrale d’énergie marémotrice du pays, qui sera également la première en Asie du Sud-Est.

L’éolien offshore est actuellement perçu comme la technologie d’énergie renouvelable la plus viable commercialement aux Philippines. Toutefois, en raison de sa situation archipélagique, le pays bénéficie aussi d’un potentiel significatif pour l’exploitation de l’énergie marine. Ainsi, dans l’île isolée de Capul, plus exactement dans le long du détroit de San Bernardino, l’installation d’une centrale marémotrice est prévue.

Ce projet est le fruit de la collaboration entre l’entreprise philippine Energies PH et la société britannique spécialisée dans les énergies renouvelables Inyanga. Elles envisagent de déployer le dispositif « HydroWing », un système sous-marin équipé de plusieurs rotors fixés à une structure en métal. Une fois immergées, les turbines seront entrainées par les courants de marée, transformant l’énergie cinétique des mouvements marins en électricité. Ce projet s’inscrit dans une initiative plus large visant à promouvoir l’exploitation de l’énergie marémotrice dans d’autres régions isolées et non connectées du pays.

Décarboner l’électricité sur l’île de Capul

Le projet va permettre à l’île de Capul de réduire, voire de supprimer, sa dépendance aux combustibles fossiles. En effet, déconnectée du réseau national, l’île s’appuie actuellement sur une centrale diesel de 750 kW pour répondre à ses besoins en électricité. Celle-ci sera ainsi renforcée (et potentiellement remplacée) par le système HydroWing de 1 MW de puissance, une technologie plus respectueuse de l’environnement et plus puissante. Avec une mise en service prévue en 2025, la nouvelle centrale sera connectée aux microréseaux électriques locaux. Elle sera également associée à un système de stockage afin de garantir une alimentation électrique constante et fiable, 24 heures sur 24, 7 jours sur 7.

En plus de fournir de l’électricité bas-carbone à l’île, ce projet vise aussi à améliorer la qualité de vie des habitants. Le taux d’électrification y avoisinerait les 60 % selon les derniers rapports. En outre, l’approvisionnement électrique ne durerait que 16 heures par jour en raison des pannes fréquentes de la centrale diesel. L’augmentation de l’accès à l’électricité, grâce à cette initiative, promet d’améliorer significativement la qualité de vie sur l’île, d’élargir l’accès à des services essentiels et de stimuler l’économie locale, posant ainsi les fondations d’un avenir plus prospère pour ses habitants.

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📣 La phrase : « Le déploiement massif de l’éolien en France est anti-climat, anti-environnement et anti-social »

🗞️ La source : Il s’agit d’un post publié sur X (ex-Twitter) par Myrto Tripathi, ingénieure industrielle et présidente de l’ONG RePlanet. La publication renvoie vers un documentaire anti-éolienne réalisé par l’association pro-nucléaire Documentaire et Vérité.

⚖️ Le verdict : Les propos sont à nuancer puisque le déploiement des éoliennes n’est certes pas la solution miracle pour mettre fin à la crise climatique, mais c’est un levier intéressant pour parvenir à la neutralité carbone. Et la filière créée bien des emplois sur le territoire.

La publication met en avant un documentaire d’une association pro-nucléaire qui conteste le déploiement des éoliennes. Pendant deux heures, le film montre les dégâts que provoquent les éoliennes sur le paysage, sur le marché de l’emploi, et sur le mix énergétique. Qu’en est-il exactement ? Comme souvent avec les points de vue partisans, tout n’est pas vrai et il convient d’apporter beaucoup de nuances aux propos.

Pour apporter un point de vue objectif, on peut se référer notamment à l’avis de l’ADEME publié en mars 2022 sur l’énergie éolienne terrestre et en mer. Toutes les citations de l’ADEME de cet article viennent de ce document.

Le déploiement massif des éoliennes est-il anti-climat ?

L’éolien est une énergie renouvelable qui s’appuie sur la force du vent pour produire de l’électricité. Mais ses opposants affirment que les éoliennes sont en réalité une catastrophe pour le climat puisque leur construction et leur installation génèrent de la pollution. Leurs propos visent à casser l’image d’un moyen de production 100 % propre qui ne provoquerait aucune émission de CO₂.

En réalité, si on analyse l’ensemble du cycle de vie d’une éolienne, on s’aperçoit, en effet, qu’il est émetteur d’une certaine pollution.

À ce sujet, une étude publiée par EDF en 2022 sur le cycle de vie du parc nucléaire français indique que le kilowattheure (kWh) nucléaire français émet moins de 4 grammes équivalent CO₂ (gCO₂) (Source : Sfen). Pour l’éolien, il faudrait compter 12 gCO₂/kWh pour l’éolien terrestre et 14,8 gCO₂/kWh pour l’éolien en mer selon l’ADEME.

De ce point de vue, sur toute la durée du cycle de vie, le parc éolien émet davantage de CO₂ que le parc nucléaire. Mais pour autant, cela ne signifie pas que l’éolien est mauvais pour le climat. Comme le rappelle l’ADEME, les émissions indirectes liées à l’activité éolienne « sont faibles par rapport au taux d’émission moyen du mix électrique français qui est de 34 gCO₂/kWh et celui du mix européen de 216 gCO₂/kWh en 2020. D’autre part, la production éolienne permet d’éviter le recours aux centrales thermiques à combustibles fossiles et contribue ainsi à diminuer les émissions de CO₂ directes pour la production d’électricité ».

Pour conclure sur ce point, si le cycle de vie d’une éolienne provoque des émissions indirectes de CO₂, on ne peut pas dire pour autant qu’il s’agisse d’une énergie anti-climat puisqu’elle est plus propre que les centrales thermiques à combustibles fossiles.

Le déploiement massif des éoliennes est-il anti-environnement ?

Les parcs éoliens seraient également nocifs pour l’environnement et pas du tout écologiques.

Pour les ancrer dans le sol, il faut poser d’énormes fondations en béton (entre 800 et 1500 tonnes) ainsi qu’un socle en ferraille gigantesque. Il est vrai que les parcs éoliens nécessitent l’emploi de béton pour les fondations, de la fonte pour les mâts et de l’acier. Ces trois matériaux sont toutefois facilement recyclables, selon l’ADEME.

Par ailleurs, le fonctionnement des éoliennes nécessite le recours aux terres rares, en grande quantité lorsqu’il s’agit des parcs éoliens en mer. En effet, le néodyme, le praséodyme et le dysprosium sont utilités pour fabriquer les aimants permanents installés dans les éoliennes. Toutefois, l’ADEME indique que « le parc éolien terrestre français est peu consommateur d’aimants permanents. Seuls 6 % de la capacité installée y a recours […]. Les éoliennes en mer déployées dans les années à venir contiennent des génératrices à aimants permanents ». L’ADEME ajoute que des solutions alternatives aux terres rares seront sûrement disponibles à l’avenir.

Le documentaire pointe également du doigt le souci du recyclage des éoliennes en fin de vie avec l’impossibilité de recycler les pales. Si la question du recyclage est souvent mise sur la table par les opposants de l’éolien, il faut préciser que la filière avance sur ce point et que la législation est stricte à ce sujet. On a vu circuler des images de pales d’éoliennes entreposées sur des sites gigantesques, mais cela n’est pas représentatif du traitement des parcs en fin de vie.

L’an dernier, le fabricant danois Vestas a indiqué avoir mis au point un procédé permettant le recyclage de toutes les pales d’éoliennes, même les plus anciennes. Et Siemans Gamesa commercialise des modèles de pales entièrement recyclables. Ces avancées prouvent que la filière se penche sérieusement sur le sujet et que des nouveautés devraient voir le jour à l’avenir.

Pour conclure sur ce point, les éoliennes ont un impact sur l’environnement, mais on ne peut pas affirmer pour autant qu’elles soient anti-environnement. D’ailleurs, dire que les éoliennes sont anti-environnement pour mettre en avant le nucléaire est assez ironique quand on pense à la question épineuse du traitement de certains déchets radioactifs et au recours indispensable à l’uranium pour faire tourner les centrales.

Le déploiement massif des éoliennes est-il anti-social ?

Enfin, le développement des éoliennes conduirait à détruire l’emploi puisque selon le documentaire, autant la filière du nucléaire crée de l’emploi sur le territoire, autant les parcs éoliens sont majoritairement détenus par des entreprises étrangères et la fabrication se fait hors de France.

Pourtant, selon les chiffres officiels, le secteur de l’éolien crée des emplois en France. D’abord, au sein des énergies renouvelables, l’éolien terrestre représente 10 % des emplois équivalents temps plein en 2020. Dans la rubrique « évolution de l’emploi relevant des éco-activités dans les énergies renouvelables et de récupération », l’éolien terrestre représente 1736 emplois en 2004. Le chiffre est monté à 10 281 en 2018. Et cela va augmenter puisque les projets vont se multiplier avec les années.

D’ailleurs, dans son avis publié en mars 2022, l’ADEME estime que 22 600 personnes travaillent en France grâce à la filière, directement ou indirectement et que l’éolien est maintenant le premier employeur du secteur des énergies renouvelables.

L’ADEME reconnaît toutefois que la majeure partie des éoliennes sont importées en France « à défaut de présence de grands turbiniers français à rayonnement international ». Pour autant, l’agence note que « les retombées économiques sur le territoire français ont été évaluées à environ 60 % du coût complet d’un parc (90 % en Europe) ».

Compte tenu de ces données, il est faux de dire que le développement des éoliennes est anti-social puisqu’il est bien vecteur d’emploi.

En réalité, le document auquel renvoie le post de Myrto Tripathi critique le développement des éoliennes en les opposant au nucléaire qui serait beaucoup intéressant pour parvenir à notre objectif de neutralité carbone d’ici 2050. Mais au lieu d’opposer tel ou tel moyen de production décarbonée, il serait plus judicieux de les associer les uns aux autres. C’est d’ailleurs la politique actuelle de la France qui entend à la fois redynamiser le secteur du nucléaire et développer les énergies renouvelables.

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Les zones rurales sont caractérisées par leurs vastes espaces disponibles les différenciant des zones urbaines densément peuplées. D’après une étude, certains de ces endroits en Europe pourraient être valorisés par leur transformation en des sites de production d’énergie renouvelable, contribuant ainsi à l’atteinte des objectifs de transition énergétique. En effet, le potentiel des espaces exploitables en milieu rural s’élèverait à plus de 10 000 TWh/an.

L’UE s’est fixé un objectif ambitieux d’atteindre 42,5 % d’énergies renouvelables dans son bouquet énergétique et de réduire d’au moins 55 % ses émissions de gaz à effet de serre par rapport à 1990 d’ici 2030. Ces efforts s’inscrivent dans le cadre d’un objectif plus large, notamment la neutralité carbone d’ici 2050. Face à ces défis, l’Europe dispose d’un avantage significatif : d’importantes ressources terrestres non exploitées. Selon les experts, le potentiel inutilisé d’énergie renouvelable dans l’ensemble de l’UE est estimé à 12 500 TWh par an.

Dans un rapport de la Commission Européenne intitulé « Renewable Energy Production and Potential in EU Rural Areas », les zones rurales sont identifiées comme des acteurs majeurs de la transition énergétique et de la lutte contre le changement climatique. Ces régions sont déjà responsables de 72 % de la production d’énergies solaire, éolienne et hydroélectrique en Europe. Malgré cette contribution significative, le rapport souligne l’existence d’un vaste potentiel encore inexploré dans ces zones.

Quel est le potentiel de production d’énergie renouvelable des zones rurales ?

L’énergie solaire photovoltaïque présente le plus grand potentiel inexploité dans les zones rurales européennes. Actuellement, cette source d’énergie génère environ 136 TWh par an, mais son potentiel de production pourrait s’élever à 8 600 TWh par an, soit une augmentation de soixante fois la capacité actuelle. Cette opportunité est largement attribuée à l’abondance des terrains exploitables.

Concernant l’éolien terrestre, les zones rurales sont également perçues comme acteurs clés. Sur les 350 TWh produits actuellement à partir de cette source, 280 TWh proviennent déjà d’installations en milieu rural. Le potentiel de ces zones est pourtant évalué à 1200 TWh/an, soit quatre fois plus. Enfin, pour l’hydroélectricité, la production dans les zones rurales est actuellement de 280 TWh, alors que le potentiel estimé est de 350 TWh/an. Il est cependant à préciser qu’une part importante de ce potentiel inexploité en hydroélectricité provient de systèmes hybrides solaire flottant-hydroélectricité.

Une exploitation équilibrée des ressources locales

En parallèle avec la transition énergétique, l’Europe vise également à maintenir et à renforcer la sécurité alimentaire au sein de l’UE. C’est pour cela que cette étude privilégie une approche ascendante qui utilise les ressources locales de manière durable et équilibrée, en tenant compte de la nécessité de préserver l’équilibre entre l’exploitation des énergies renouvelables et d’autres utilisations potentielles des ressources (les terrains et les eaux). De plus, le déploiement de nouvelles centrales dans ces milieux ruraux implique un choix bien étudié des sites afin d’intégrer harmonieusement les installations dans le paysage existant.

Afin de maintenir un bon équilibre d’utilisation, la Commission européenne a émis des lignes directrices destinées aux États membres. Ces directives visent à promouvoir une sélection durable des sites pour les installations solaires et éoliennes, en tenant compte des implications environnementales et sociales. Ces lignes recommandent de privilégier l’utilisation de terrains déjà impactés par des activités humaines, comme les toits des bâtiments, les terrains autour des infrastructures de transport, les parkings, les terrains industriels, ou encore les sites de déchets. L’idée est d’utiliser des espaces où l’impact environnemental supplémentaire serait minimal.

En outre, selon la Commission, les zones protégées, les réserves naturelles, les corridors migratoires des oiseaux, et d’autres zones écologiquement sensibles doivent être évités pour préserver la biodiversité et les écosystèmes vulnérables. Les terres qui ont été dégradées ou qui ne sont plus viables pour l’agriculture représentent également des sites potentiels pour déployer de nouvelles installations.

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Les petits réacteurs nucléaires modulaires (SMR) pourraient aider l’Afrique du Sud à sortir de la crise énergétique dans laquelle le pays est enlisé tout en décarbonant sa production d’énergie. C’est l’avis des experts du nucléaire sud-africain.

En Afrique du Sud, plus de 85 % de l’électricité est produite à partir de charbon. Pour un effet sur les émissions de gaz à effet de serre du pays absolument désastreux. Pourtant, comme tout le monde, l’Afrique du Sud cherche à réduire l’empreinte carbone de son secteur énergétique. Alors que l’électricité commence déjà à manquer. Que des « délestages » de plusieurs heures sont devenus monnaie courante. Et qu’un récent sondage montre que les trois quarts des Sud-Africains réclament, avant tout, des prix bas, « qu’importe la source ».

C’est dans ce contexte compliqué que les experts locaux du nucléaire proposent aujourd’hui de construire une nouvelle génération de mini-réacteurs. Pour subvenir aux besoins toujours croissants de la population sud-africaine, mais aussi pour devenir un champion de l’exportation de la technologie.

De petits réacteurs en pagaille en plus de centrales classiques

Rappelons que l’Afrique du Sud accueille celle qui reste encore la seule centrale nucléaire du continent africain. La centrale de Koeberg et ses deux réacteurs à eau pressurisée de conception française. D’une puissance d’un peu moins de 2 gigawatts (GW), elle fonctionne depuis 40 ans maintenant. Mais elle ne produit que 5 % environ de l’électricité du pays. En décembre dernier, le gouvernement avait annoncé sa volonté de construire de nouvelles centrales de ce genre. Pour ajouter, dès 2033, quelque 2,5 GW à la capacité de production nucléaire du pays. En parallèle, la durée de vie de la centrale de Koeberg devrait être prolongée. Mais les experts du nucléaire sud-africain estiment que ce ne sera pas suffisant.

Un peu partout en Afrique, les projets se multiplient. En juillet 2022, un chantier de construction d’une centrale nucléaire a été lancé en Égypte. Et ceux portant sur de petits réacteurs sont sans doute encore plus nombreux. Alors l’Afrique du Sud y croit. D’autant qu’elle s’est lancée très tôt dans la course au petit nucléaire. Aujourd’hui, elle se dit prête à passer à une phase opérationnelle avec le HTMR100, un réacteur modulaire refroidi au gaz conçu par Startek Global. Le réacteur peut être installé en trois ans seulement et qui pourrait être prêt dans moins de 5 ans.

Composants d’une centrale HTMR-100 / Image : Startek Global

Les atouts du petit nucléaire pour l’Afrique du Sud

Le pays viserait ainsi des réacteurs de 100 mégawatts (MW) thermiques. Et la chaleur produite pourrait aider à la désalinisation de l’eau ou à faire fonctionner des processus industriels. Mais elle pourrait aussi servir à faire tourner des turbines pour produire de l’ordre de 35 MW d’électricité. Installés en série, ils pourraient alimenter une ville ou un gros complexe industriel. Parmi les avantages cités par les experts, le fait que ces petits réacteurs nucléaires refroidis à l’hélium gazeux sont peu gourmands en combustible et surtout ne nécessitent pas une installation en bordure de mer pour leur refroidissement. Les experts promettent aussi qu’une fois le premier opérationnel, les prix baisseront pour répondre à la demande de la population, de 470 millions de dollars à pas plus de 300 millions pour les unités suivantes.

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La politique américaine en faveur du développement des énergies renouvelables sur son territoire provoque des répercussions sur le marché mondial et notamment en Europe. Les aides américaines pourraient mettre à mal la production de panneaux photovoltaïques sur le sol européen. Explications.

L’information circulait déjà depuis quelques semaines et elle a été confirmée ces derniers jours : le fabricant suisse de panneaux solaires Meyer Burger va fermer son usine photovoltaïque située en Allemagne d’ici avril prochain. C’est une très mauvaise nouvelle pour le marché photovoltaïque européen. Mais en quoi les États-Unis seraient-ils impliqués dans cette décision ?

Une politique américaine encourageant la production photovoltaïque locale

Pour le comprendre, il faut revenir un peu en arrière. En 2022, le Président américain Joe Biden a réussi à faire voter un texte historique pour le climat, l’Inflation Reduction Act. Ce texte ambitieux annonçait un budget de 369 milliards de dollars pour le développement des énergies renouvelables, ce qui pourrait mener à une baisse drastique des émissions de gaz à effet de serre (GES) sur le territoire américain d’ici 2030.

Ce texte prévoit de fortes subventions pour la filière photovoltaïque, et notamment pour les produits fabriqués sur son sol. Et des taxes substantielles sont prévues pour les produits fabriqués en Chine, pays leader de la filière photovoltaïque.

Cette politique américaine provoque une double conséquence. D’abord, les entreprises du solaire ont tout intérêt à avoir une usine sur le sol américain, pour bénéficier des subventions américaines. C’est d’ailleurs ce que prévoit de faire Meyer Burger qui a confirmé vouloir délocaliser sa production aux États-Unis. Ensuite, les panneaux chinois étant bloqués aux frontières américaines, ils ont été redirigés vers le marché européen qui s’est trouvé submergé par ces produits.

Le marché européen du solaire fortement concurrencé par les produits chinois

Les fabricants européens subissent donc une forte concurrence du fait de la présence de panneaux chinois commercialisés à bas prix en Europe. Dans ce contexte, il est difficile pour les entreprises européennes de rester compétitives.

Cela a également entraîné une baisse des prix des panneaux solaires et une augmentation des stocks des entreprises européennes. Conclusion : il n’est plus intéressant pour ces sociétés de rester sur le territoire européen. Le sol américain, protégé de la concurrence chinoise et bénéficiant de larges subventions, est devenu le nouvel eldorado du solaire.

La filière photovoltaïque se retrouve donc en grande difficulté, à l’image de la décision de fermeture prise par Meyer Burger qui va impacter 500 salariés. Le groupe suisse avait tenté d’obtenir de l’aide auprès du gouvernement allemand, afin de pouvoir envisager la poursuite de son activité sur le territoire, en vain.

Quel avenir pour la production photovoltaïque européenne ?

Mais alors la production européenne est-elle condamnée à disparaître au profit des entreprises chinoises ? Ce n’est pas si sûr. Bruxelles tente de trouver des solutions pour maintenir l’activité du solaire sur son sol. Début février, un règlement pour une industrie zéro net a été adopté. Le texte permet notamment aux États membres d’attribuer 30 % des capacités mises aux enchères à des producteurs nationaux. Toutefois, il faudra attendre 2025 pour l’entrée en vigueur de cette nouvelle réglementation.

En outre, l’Union européenne devrait adopter une loi visant à lutter contre le travail forcé dans les chaines d’approvisionnement des entreprises. Ce nouveau texte devrait avoir pour conséquence de bloquer les importations de panneaux solaires chinois, le pays étant régulièrement montré sur doigt pour les conditions de travail sur son territoire. Toutefois, il faudra encore être patient puisque l’entrée en vigueur de ce texte ne devrait pas avoir lieu avant 2026.

En France, des producteurs nationaux de panneaux solaires existent, mais aucune usine n’est assez grande pour produire en quantité suffisante par rapport aux objectifs de développement des énergies renouvelables. C’est la raison pour laquelle un projet de complexe photovoltaïque gigantesque devrait voir le jour près de Marseille. Initiée par la société lyonnaise Carbon, cette gigafactory prévue pour voir le jour en 2025 devrait employer 3000 personnes dès son lancement.

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L’entreprise américaine Type One Energy va convertir une ancienne centrale à charbon pour y implanter son prototype de réacteur à fusion nucléaire de type stellarator. Moins connu que le tokamak, ce type de réacteur a pourtant des avantages qui en font un sérieux candidat à la production d’électricité commerciale à partir de la fusion nucléaire. 

Après plus de cinquante ans à produire de l’électricité à partir de charbon en plein cœur du Tennessee, la centrale thermique de Bull Run, d’une puissance de 825 MW, pourrait bien retrouver une seconde jeunesse. Propriété de la TVA (Tennessee Valley Authority, et non Time Variance Authority), celle-ci pourrait, en effet, accueillir Infinity One, un prototype de réacteur à fusion nucléaire stellarator mis au point par l’entreprise Type One Energy.

Pour l’heure, très peu de données techniques ont été divulguées par Type One Energy sur son prototype de réacteur. On sait tout de même que les travaux pourraient démarrer dès 2025, sous réserve de l’obtention de toutes les autorisations environnementales et administratives nécessaires à la mise en œuvre du prototype.

Une potentielle alternative aux tokamaks

S’il a le même objectif que les réacteurs de recherche de type tokamak comme le JET, au Royaume Uni, ou le projet ITER, actuellement en cours de construction dans le sud de la France, le prototype Infinity One se distingue par une conception différente appelée Stellarator.

Tokamak et stellarator reposent sur un principe similaire : confiner un plasma (état de la matière dans lequel les noyaux des atomes sont débarrassés d’une partie de leurs électrons) grâce à un champ magnétique pour y réaliser une réaction de fusion nucléaire. Cependant, les deux réacteurs diffèrent de par leur conception. Avec un tokamak, ce confinement magnétique est obtenu en faisant passer un courant électrique à travers le plasma lui-même, ce qui peut engendrer des instabilités et limiter la durée pendant laquelle le plasma peut-être maintenu de manière stable.

Le prototype de Stellarator Wendelstein 7-X lors de sa construction en Allemagne / Image : Max-Planck-Institut für Plasmaphysik

Mis au point par l’astrophysicien américain Lyman Spitzer en 1950, le stellarator repose sur le positionnement très spécifique d’aimants tout au long du réacteurs qui permet d’obtenir un champ magnétique hélicoïdal. Grâce à cela, il n’est alors pas nécessaire de faire passer un courant électrique dans le plasma pour le confiner. En théorie, le stellarator permet d’obtenir des plasmas beaucoup plus stables et d’éviter le phénomène de disruption, un évènement très redouté lors des expérimentations des tokamaks qui a pour conséquence de dégrader très fortement la paroi interne de ce dernier.

Un réacteur plus complexe encore qu’un tokamak

À l’heure actuelle, le stellarator possède tout de même deux inconvénients qui expliquent qu’ils soient moins communs que les tokamaks : tout d’abord, il est moins adapté que ces derniers pour faire monter le plasma en température. Mais surtout, il est beaucoup plus complexe à construire. En conséquence, on ne trouve qu’une dizaine de Stellarator en fonctionnement dans le monde, contre une soixantaine de tokamaks. C’est en Allemagne qu’on trouve le prototype le plus abouti. Nommé Wendelstein 7-X, ce réacteur Stellarator a pour mission de démontrer l’intérêt de ce type de conception pour de la production d’électricité commerciale à partir de la fusion nucléaire. Enfin, plutôt que le confinement magnétique des tokamak et des stellarator, certains laboratoires misent plutôt sur l’utilisation de lasers pour obtenir une réaction de fusion nucléaire.

Si la fusion nucléaire continue de susciter de vifs espoirs, cette technologie reste encore extrêmement lointaine. À titre d’exemple, l’ITER, plus grand prototype de réacteur de fusion jamais construit, ne devrait pas être utilisé à pleine puissance avant 2035.

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La Chine commande des éoliennes en quantité record. Plus de 100 gigawatts (GW) en 2023. Mais elle peine à les installer et continue de voir ses émissions de gaz à effet de serre augmenter.

La Chine a commandé une capacité record de plus de 100 gigawatts (GW) d’éolien en 2023. Peut-être grâce au contexte de forte concurrence en la matière dans le pays et à des prix qui ont atteint leur plus bas niveau historique. C’est ce qu’annoncent un certain nombre de médias aujourd’hui, se basant sur un rapport établi par Wood Mackenzie, un groupe de recherche et de conseil spécialisé dans le secteur des énergies renouvelables.

Pour se faire une idée — même si bien sûr, la France n’est pas la Chine —, il faut savoir que la puissance éolienne totale installée dans notre pays dépasse péniblement les 21 GW. En 2022, par exemple, seulement 1,59 GW de nouvelles capacités éoliennes terrestres ont été raccordées au réseau. Un autre chiffre aussi, peut-être : en 2020, la Chine avait installé moins de 300 GW de capacité éolienne.

Beaucoup de commandes d’éoliennes, moins d’installations

Il faut toutefois également noter que si les commandes semblent vouloir exploser en Chine, les installations ne progressent largement pas au même rythme. Fin 2023, en effet, seulement la moitié des plus de 90 GW d’éoliennes déjà commandées en 2022 avait été installée. Et la guerre des prix que se font les fabricants d’éoliennes, si elle est profitable aux consommateurs, entraîne une importante baisse de leurs bénéfices.

Une solution, peut-être, pour retrouver quelques performances financières : innover toujours plus. Il y a quelques mois l’éolienne en mer géante de Goldwin — une éolienne de 252 mètres de diamètre installée dans la province du Fujian — produisait ainsi en un seul jour suffisamment d’électricité pour alimenter quelque 170 000 foyers. Et SANY Renewable Energy dévoilait, il y a quelques jours, celle qui deviendra bientôt la plus grande éolienne terrestre du monde. Des pales de 131 mètres de long grâce à « un profil aérodynamique haute performance avec un bord de fuite épais et émoussé, une disposition optimisée du profil aérodynamique et une épaisseur globale accrue ».

De l’éolien, mais encore beaucoup d’émissions de gaz à effet de serre

Malgré ces efforts, en Chine, les émissions de gaz à effet de serre du secteur de l’énergie continuent d’augmenter. D’un peu plus de 5 % en 2023 par rapport à 2022. Parce que la consommation totale d’énergie ne cesse, elle non plus, de progresser. Et que les centrales au charbon ont produit 6 % d’électricité en plus en 2023. Une étude de l’université de Californie (États-Unis) conclut d’ailleurs que pour atteindre la neutralité carbone en 2060, la Chine devrait multiplier par huit ou dix ses capacités actuelles d’énergie solaire et éolienne et atteindre les 2 à 4 térawatts (TW) installés pour chacune de ces énergies renouvelables.

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L’Allemagne a fait le choix de supprimer le nucléaire de son mix énergétique, malgré ses objectifs climatiques qui l’obligent à décarboner sa production électrique. Mais est-ce le bon choix ? Notre voisin d’outre-Rhin ne devrait-il pas revenir en arrière pour miser à nouveau sur l’atome ? La sortie du nucléaire n’est-elle pas un frein à la réussite de sa transition énergétique ?

Selon les données de l’agence internationale de l’énergie (AIE), le mix électrique allemand était dominé par le charbon et le nucléaire au début des années 2000. Mais pour son avenir, l’Allemagne a fait le choix de sortir du nucléaire, dans le cadre de son plan de transition énergétique appelé « Energiewende ». Pourquoi une telle décision ? D’abord et surtout parce que les Allemands sont pour la plupart farouchement anti-nucléaires. Après la catastrophe de Tchernobyl, celle de Fukushima en 2011 au Japon a été la goutte d’eau qui a fait déborder le vase, poussant la chancelière de l’époque, Angela Merkel a prendre une décision stricte.

L’Allemagne a fait le choix de la sortie du nucléaire

En effet, nos voisins ont alors fait le choix de sortir du nucléaire pour des raisons de sécurité. En avril 2023, c’était chose faite avec l’arrêt des trois dernières centrales nucléaires qui fonctionnaient encore jusque-là. Pour le futur de son mix électrique, le pays mise sur le développement massif des énergies renouvelables et sur le gaz naturel. D’ailleurs, pour l’année 2023, les énergies renouvelables ont représenté plus de 50 % de la consommation électrique allemande. L’objectif est de porter ce niveau à 80 % d’ici 2030.

Néanmoins, les émissions de CO₂ sont toujours très élevées dans le pays, notamment du fait de la part importante du charbon dans le bouquet énergétique allemand. Même si en 2023, les émissions allemandes de gaz à effet de serre (GES) ont atteint un niveau historiquement bas avec 673 millions de tonnes, le pays reste le plus gros émetteur de l’Union européenne (UE).

Énergies renouvelables et gaz naturel en hausse dans un contexte géopolitique tendu

En effet, rappelons que les énergies renouvelables n’étant pas une source de production pilotable, elles doivent être accompagnées de moyens de flexibilité qui permettent d’ajuster en temps réel l’offre à la demande en électricité. Ces moyens de production pilotables sont le charbon, le gaz ou encore le nucléaire. Les Allemands ayant fait le choix de se passer de nucléaire, la part du charbon et du gaz naturel reste donc nécessairement importante dans leur mix électrique.

Or, avec la crise en Ukraine, les approvisionnements en gaz naturel en provenance de Russie se sont arrêtés. Et le gazoduc Nord Stream 2 qui devait alimenter l’Allemagne via la mer Baltique n’a pas été mis en service du fait des sanctions par l’Union européenne à l’encontre de la Russie, et de son sabotage le 26 septembre 2022.

Le pays possède toutefois sur son territoire encore du charbon, mais surtout une abondante réserve de lignite qui est un charbon à faible pouvoir calorifique. Sources d’indépendance énergétique pour le pays, charbon et lignite sont toutefois particulièrement néfastes pour l’environnement.

Le retour vers l’atome est-il envisageable en Allemagne ?

Le charbon et le gaz naturel étant des énergies fossiles, on peut se demander si nos voisins d’outre-Rhin ont bien fait de se passer du nucléaire, source de production pilotable décarbonée. Et ne serait-il pas judicieux de revenir sur la décision de sortie de l’atome et de relancer les centrales pour atteindre les objectifs climatiques du pays ?

Sur le plan environnemental, il est clair que privilégier l’atome permettrait de se désengager du charbon et du gaz naturel, ce qui serait bénéfique pour les émissions du pays. Cela permettrait également au pays de réussir plus facilement sa transition énergétique.

Mais pour cela, il faudrait que ce revirement dans la politique énergétique allemande soit accepté par la population. Or, ce n’est pas le cas pour l’instant. Et l’Allemagne s’oppose d’ailleurs régulièrement à la France sur la scène européenne, pour critiquer notre choix de laisser au nucléaire une place prépondérante dans notre mix électrique. Il semble donc que le retour de l’atome dans le mix électrique allemand relève d’un choix politique qui n’est pas à l’ordre du jour.

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Les statistiques officielles du quatrième trimestre 2023 concernant le solaire photovoltaïque ont été publiées. Le parc solaire a fait un bond l’an dernier et pas seulement dans le sud de la France.

La France s’est fixé pour objectif d’atteindre la neutralité carbone d’ici 2050. Pour y parvenir, les énergies renouvelables sont mises à contribution. En ce qui concerne la production solaire photovoltaïque, la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) fixe un objectif de 20,1 gigawatts (GW) à atteindre en 2023. Qu’en est-il réellement ?

Un bond de +30 % du parc raccordé en 2023

Les statistiques officielles viennent d’être publiées à ce sujet. La puissance du parc solaire photovoltaïque a atteint 20,0 GW fin 2023. L’objectif de la PPE2 est donc quasiment atteint. Le parc raccordé a bondi de 31 % entre fin 2022 et fin 2023. De son côté, la puissance installée a augmenté de près de 20 % en un an.

Dans le détail, la typologie des nouveaux parcs photovoltaïques raccordés l’an passé montre que les grandes installations (>250 kilowatts [kW]) ne représentent que 0,2 % des nouveaux raccordements sur l’année. Pour autant, elles constituent 37 % de la nouvelle puissance raccordée sur la période. Ce sont les petites installations (<9 kW) qui représentent l’écrasante majorité des nouveaux raccordements (93 %), mais seulement 24 % de la nouvelle puissance.

Une puissance installée en hausse et pas seulement dans le sud de la France

Évidemment, des disparités régionales existent au sujet des nouvelles installations raccordées en 2023. En tête de classement, les régions Auvergne Rhône-Alpes, Nouvelle Aquitaine et Occitanie représentent plus de la moitié (53 %) de la puissance totale en France au dernier trimestre 2023. Ces régions constituent également près de la moitié (48 %) de la puissance nouvellement raccordée au cours de l’année 2023. Cela signifie que de nouveaux projets continuent de se développer sur ces territoires.

Pour autant, d’autres régions se démarquent dans le domaine. Ainsi, la puissance nouvellement raccordée en 2023 en Bretagne a augmenté de 33 %. Ce chiffre s’établit à 30 % dans les Pays de la Loire, à 28 % en Île-de-France et à 27 % dans la région Grand Est.

En revanche, ce mouvement n’est pas identique dans les départements et régions d’outre-mer (DROM) puisqu’en 2023, aucun parc solaire n’a été raccordé ni en Guadeloupe, ni en Martinique ou encore à Mayotte. Seule La Réunion a raccordé pour 11 MW d’installations photovoltaïques l’an passé.

Des projets en attente qui devraient voir le jour en 2024

En 2023, la production solaire photovoltaïque représente 4,9 % de la consommation électrique du territoire, en hausse de seulement 0,3 % par rapport à l’année précédente. L’autoconsommation (partielle ou totale) représente à peine la moitié (48,2 %) des installations en service fin 2023, en hausse de 3,1 % depuis l’année précédente.

Le document révèle enfin un indicateur important pour évaluer la bonne santé de la filière puisque les projets en attente de raccordement ont augmenté de 33 % depuis le début de l’année. Cela laisse présager un début d’année 2024 encourageant pour le secteur avec de nouveaux parcs qui devraient entrer en service.

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L’électrification progressive de nos moyens de transport ouvre de nouvelles perspectives d’usages qui se dévoilent petit à petit à coups d’acronymes et de termes parfois difficiles à comprendre. Pour rester à la page de l’innovation et de la mobilité, nous vous proposons de faire le point sur la charge bidirectionnelle et les termes qui y sont associés.

Au pays de l’automobile, l’acronyme est roi. Pendant des décennies, il a permis de distinguer les motorisations, les équipements intérieurs ou encore les innovations de sécurité. Et malgré la transition progressive de tous les constructeurs vers l’électrique, ce règne n’est pas prêt de se terminer. Dernier exemple en date, les V2G, V2H, V2L ou encore V2X qui fleurissent à mesure que la notion de charge bidirectionnelle gagne en importance.

En réalité, ces acronymes quelque peu barbares désignent différents types de recharge bidirectionnelle, un concept qui permet d’utiliser sa voiture comme un générateur électrique pour alimenter un ordinateur, une maison, ou même participer à l’équilibre du réseau électrique national. Pour vous aider à y voir plus clair, nous revenons dans cet article sur les principaux acronymes utilisés à ce sujet, et leur signification.

Les différents types de recharge

Pour différencier l’intérêt des différents types de charges bidirectionnelles proposées, les acronymes se sont multipliés à tel point qu’on peut facilement s’y perdre. Voici les principaux qui sont, aujourd’hui, utilisés.

V2L – Vehicle-to-load

Le V2L est, aujourd’hui, le type de charge bidirectionnelle le plus répandu. Il permet, grâce à la batterie de sa voiture électrique, de recharger ou d’alimenter des appareils électriques, de l’ordinateur portable à l’aspirateur en passant par la TV ou même un vélo électrique. Les constructeurs coréens Hyundai et Kia sont des références en la matière avec, par exemple, la Hyundai Ioniq 5 ou la Kia EV6. D’autres fabricants s’y mettent, notamment Tesla avec son Cybertruck.

Cette solution peut s’avérer particulièrement pratique en cas de coupure de courant, permettant d’alimenter ponctuellement quelques appareils. Plusieurs fabricants américains vantent également l’intérêt de cette solution pour remplacer un groupe électrogène sur chantier. C’est notamment le cas de Tesla avec son Cybertruck, ou Ford avec son F-150 Lightning. Enfin, les amoureux du camping y verront l’opportunité de pouvoir se faire un café sans difficulté au milieu de nulle part, ou même de conserver quelques bières au frais toute une journée.

V2H – Vehicle-to-home

Plus développée que le V2L, le V2H permet d’alimenter sa maison avec l’électricité contenue dans la batterie de sa voiture électrique via une borne bidirectionnelle. Cette solution permet de faire face à d’éventuelles coupures de courant avec très peu de contraintes, mais également d’optimiser sa facture d’électricité ! Il est ainsi possible de recharger sa batterie durant les heures creuses pour utiliser cette électricité plus tard, durant les heures pleines.

V2B – Vehicle-to-building

Le V2B reprend le même principe que le V2H, mais appliqué à n’importe quel type de bâtiment.

V2G – Vehicle-to-grid

Le V2G est la technologie qui est la plus amenée à se développer. Très similaire au V2H, elle permet, grâce à une borne de recharge bidirectionnelle, de transformer une voiture électrique en batterie de stockage permettant de lisser la production du réseau électrique national. Dans un contexte de développement des énergies renouvelables non-pilotables, cette technologie se montre particulièrement intéressante. Il est ainsi possible de stocker le surplus d’énergie issu des pics de production (par jour de grand vent par exemple), et de d’atténuer les pics de consommation par l’utilisation de l’énergie stockée dans les batteries (le soir à 18 heures par exemple).

Cette technologie est en passe de devenir courante sur un grand nombre de véhicules. Volkswagen vient, par exemple, d’annoncer la mise en place du V2G sur ses prochains véhicules de la gamme ID dotés d’une batterie de 77 kWh. Renault aussi, mise sur le développement du V2G avec sa future R5 qui intégrera la charge bidirectionnelle en V2L et V2G.

V2X – Vehicle-to-everything

Attention, piège ! Le V2X n’est pas une simple technologie de recharge bidirectionnelle. Ce terme désigne plutôt une technologie visant à permettre à un véhicule de communiquer avec tout ce qui l’entoure : les piétons, des objets, des infrastructures, le réseau électrique, etc. L’objectif final de cette technologie est de permettre une optimisation conjointe de la sécurité routière, de la consommation d’électricité, et de la circulation. Étant une part de l’IoT (Internet of Things), elle devrait principalement être rendue possible par l’utilisation de la 5G, et permettre une communication permanente entre tous ces éléments.

Le Royaume-Uni, en avance sur le V2G

De l’autre côté de la Manche, le Royaume-Uni croit beaucoup au V2G pour stabiliser le réseau électrique, et vient d’investir près de 5,5 millions d’euros pour en accélérer le déploiement. Le pays souhaite ainsi devenir l’un des premiers à promouvoir massivement cette technologie. Outre les voitures électriques, les véhicules lourds sont également concernés. Toujours au Royaume-Uni, Veolia a récemment annoncé avoir mené à bien une expérimentation de charge bidirectionnelle sur deux véhicules de collecte des ordures ménagères. D’ici à 2040, l’entreprise ambitionne d’électrifier l’ensemble de ses 1800 véhicules de collecte et de les rendre compatibles avec le V2G, ce qui permettrait de mettre à disposition du réseau électrique national pas moins de 200 MW de flexibilité.

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En l’espace d’un an, le coût de l’électricité pour une livraison prévue en 2025 a chuté spectaculairement, passant d’environ 170 euros à 66,7 euros par mégawattheure. Dans le contexte actuel, des spécialistes anticipent que cette tendance à la baisse n’est pas près de s’arrêter.

Sur le marché de gros de l’énergie, les fournisseurs d’électricité peuvent s’engager sur des contrats d’achat auprès des producteurs pour des livraisons futures. Il est ainsi possible d’acheter le produit maintenant et de se faire livrer au cours des prochaines années. Ce mécanisme offre une certaine stabilité et prévisibilité, particulièrement dans un marché où les coûts peuvent fluctuer en fonction de divers facteurs.

Ces derniers mois, les prix de l’électricité pour livraison future connaissent une tendance baissière. Les tarifs pour livraison l’année 2025 ont chuté, atteignant les 66,7 €/MWh sur la bourse de l’énergie EEX vers mi-février, le niveau le plus bas depuis trois ans. Pour mettre ce chiffre en perspective, ce même contrat était négocié à plus de 170 €/MWh au début de l’année 2023.

Des analystes estiment que cette tendance à la baisse pourrait se poursuivre. Tandis que certains prévoient une réduction supplémentaire de 10 € par rapport aux prix actuels, d’autres experts projettent que le prix du contrat pour 2025 pourrait plonger jusqu’à 40 €/MWh dans le courant de l’année.

De nombreux facteurs baissiers

La baisse actuelle des prix de l’électricité découle essentiellement de la diminution des inquiétudes liées à la sécurité de l’approvisionnement. En effet, l’hydroélectricité, occupant une part importante dans notre mix, a vu sa situation s’améliorer significativement. Après une série de sécheresses en 2023, les réservoirs ont été remplis en fin d’année grâce à des précipitations records sur l’ensemble du territoire.

Par ailleurs, le secteur nucléaire se porte également mieux. Malgré une disponibilité réduite du parc français suite à l’arrêt de certains réacteurs (tels que ceux de Chinon), les centrales en fonctionnement contribuent à hauteur de la moitié à la production électrique nationale. Ce jeudi 29 février, la puissance nucléaire déployée atteignait 42 734 MW, soit 69 % de la capacité totale en France.

La tendance baissière des prix est également amplifiée par une consommation électrique réduite. En France, cette diminution est attribuée aux conditions climatiques clémentes de cet hiver, mais aussi à une prise de conscience écologique chez les grands consommateurs industriels, qui adoptent des comportements plus respectueux de l’environnement. On peut également prendre en compte le résultat des démarches de sobriété des citoyens.

Si les prix pour les contrats en 2025 diminuent, ceux des années suivantes, 2026 et 2027, connaissent une baisse encore plus marquée, descendant en dessous des 60 €/MWh au cours de ce mois de février.

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Pour accélérer la mise en œuvre de nouveaux projets en matière de nucléaire en Europe, le ministre de l’Économie souhaite une coopération entre les États membres au niveau de l’Union européenne. Une alliance qui serait en bonne voie avant la réunion de l’Alliance du nucléaire le 4 mars prochain.

Au sein de l’Union européenne, les États membres se répartissent en deux camps pour parvenir à la neutralité carbone d’ici 2050. Les anti-nucléaires menés par l’Allemagne, sortie de l’atome en 2023 et qui mise sur les énergies renouvelables et le gaz naturel pour l’avenir de son mix énergétique. Et les pronucléaires emmenés par la France, forte de ses 56 réacteurs qui assurent environ 65 % de son mix électrique.

L’Alliance du nucléaire, une coopération européenne en faveur de l’atome

Du côté des pronucléaires, un regroupement s’est mis en place à l’initiative de la France, au printemps 2023 avec la création de l’Alliance du nucléaire. Selon les termes du ministère de l’Écologie de l’époque, la vocation de cette alliance est de « réunir tous les pays d’Europe souhaitant s’appuyer sur l’énergie nucléaire, aux côtés des renouvelables, pour mener à bien leur transition énergétique ».

Plusieurs réunions ont eu lieu entre les 16 pays intéressés par cette alliance. On y compte notamment la Bulgarie, la Belgique, la Croatie ou encore l’Estonie. À noter que l’Italie dispose du statut d’observateur et que le Royaume-Uni est présent en qualité d’invité.

Dans ce contexte, le ministre français de l’Économie a récemment rencontré le ministre bulgare de l’Énergie, donnant lieu à une déclaration d’intention sur une coopération bilatérale en matière de nucléaire permettant d’échanger plus facilement notamment sur leurs programmes nucléaires, sur le processus industriel et d’approvisionnement mais aussi sur la sûreté et la maintenance des centrales. Dans ce document, les deux pays évoquent « les avantages du partage d’expertise entre la France et la Bulgarie dans le domaine de l’énergie nucléaire ».

Des projets d’intérêt commun autour du nucléaire au sein de l’UE ?

Bruno Le Maire a déclaré à cette occasion qu’une nouvelle réunion de l’Alliance du nucléaire aura lieu le 4 mars. Le ministre souhaite y échanger autour de la mise en place de Projets importants d’intérêt européen commun (PIIEC) en matière de nucléaire. L’intérêt de recevoir cette qualification réside dans le fait qu’elle permet aux États membres d’accorder des aides nationales à ces projets et donc d’encourager les investissements à leur égard.

La France est d’ailleurs déjà engagée dans 7 PIIEC dans le domaine des batteries, de l’électronique, de l’hydrogène ou encore du numérique.

Cette annonce est dans la lignée de celle de la Commission européenne sur le lancement prochain d’une alliance européenne industrielle en matière de petits réacteurs nucléaires (SMR), afin de voir les premiers SMR déployés d’ici 2030.

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La mer du Nord devrait bientôt accueillir la première île énergétique au monde. D’une surface de 6 hectares, l’île Princess Elisabeth permettra de concentrer et transformer l’électricité produite par de nombreux parcs éoliens offshore avant que celle-ci ne soit acheminée à terre. Cette première île pourrait préfigurer l’avenir des sous-stations en mer pour l’éolien offshore. 

D’ici quelques semaines, la Belgique va entamer la construction de la première île énergétique artificielle au monde : Princess Elisabeth. Située à environ 45 kilomètres des côtes belges, elle devrait servir à intégrer les énergies de plusieurs parcs éoliens offshore au réseau électrique, et permettre l’interconnexion de plusieurs pays européens.

Concrètement, cette île de 6 hectares sera constituée de 23 caissons en béton qui matérialiseront l’emprise de l’île. L’intérieur du volume sera rempli de sable, avant de recevoir les différentes infrastructures énergétiques. Pour faciliter la maintenance de l’île ainsi que des parcs éoliens environnants, celle-ci sera également équipée d’un petit port ainsi que d’un héliport. Pour résister aux conditions climatiques difficiles de la mer du Nord, un mur d’enceinte de plusieurs mètres de haut devrait être construit sur tout le pourtour de la structure.

Plan de situation de l’île énergétique Princess Elisabeth / Image : Elia

Un soin particulier est pris pour protéger l’environnement

Construite non loin d’une zone Natura 2000, l’île devra être parfaitement intégrée à l’environnement pour ne pas nuire à la biodiversité locale. Pour cela, ELIA, gestionnaire du réseau de transport d’électricité belge et pilote du projet, a indiqué que plusieurs mesures seraient mises en place tant pour l’avifaune que pour l’écosystème sous-marin. Les murs d’enceinte devraient, notamment, recevoir des sortes de corniches en béton imitant l’habitat naturel de la mouette tridactyle, une espèce vulnérable qui aime nicher sur les falaises escarpées. Au niveau du fond marin, un récif artificiel sera créé, et devrait, notamment, permettre de créer un habitat propice pour les huîtres sauvages.

Une sous-station et un hub d’interconnexion entre différents pays européens

L’île est conçue pour servir de sous-station à plusieurs parcs éoliens offshore pour une puissance totale de 3,5 GW, soit 7 fois le parc éolien offshore de Saint-Nazaire !  Ce n’est pas tout, elle devrait également permettre l’interconnexion de quatre pays européens, à savoir la Belgique, le Royaume-Uni, le Danemark et la Norvège grâce à des lignes comme Triton Link ou Nautilus. Ce projet d’île artificielle pourrait être le début d’une longue liste, en particulier dans la mer du Nord, propice au développement de l’éolien offshore, et se trouvant au carrefour de plusieurs pays européens. Le Danemark a d’ores et déjà annoncé avoir lancé un projet d’une autre île artificielle d’une surface de 30 à 40 hectares.

Les travaux de construction de l’île Princess Elisabeth devraient prendre fin à l’été 2026 tandis que l’ensemble des connexions aux parcs éoliens et au continent devrait être achevée d’ici 2030.

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Une étude publiée dans ScienceDirect constate une perte de 15 à 25 % en puissance de sortie de panneaux solaires positionnés dans 2 villes pakistanaises. La poussière déposée sur les panneaux est responsable de cette baisse de rendement : elle bloque le soleil et chauffe le panneau.

Cinq chercheurs issus d’un laboratoire pakistanais et un anglais ont publié un article dans ScienceDirect autour de l’influence de la poussière sur le rendement des panneaux solaires. Cette dernière entraîne une réduction du rendement dont ils tentent d’élucider les raisons. Leur terrain est constitué de 2 panneaux solaire disposés dans deux villes pakistanaises : Islamabad et Bahawalpur.

Les caractéristiques climatiques des deux villes sont radicalement différentes. Islamabad connaît de son côté des températures plus clémentes, avec 20,3°C en moyenne annuelle. Des pluies fréquentes viennent nettoyer les panneaux solaires dans cette capitale. L’ensoleillement est de 3 691 heures par an contre 3 853 à Bahawalpur. Dans cette seconde ville, la zone désertique fait grimper la température (26,1°C) et entraîne des tempêtes de sable accompagnées de très rares précipitations. Deux modules photovoltaïques de la marque Shivgreen Solar System sont montés dans les deux villes, orientés similairement, d’une puissance de 40 W chacun.

Une poussière qui affecte différemment les deux panneaux

Après 42 jours, la densité de poussière sur le panneaux installé à Islamabad est de 6,388 grammes par mètres carrés (g/m²). Dans le désert de Bahawalpur, elle est supérieure, à 10,254 g/m². Le premier effet qui diminue le rendement du panneau solaire est dû au fait que la poussière accumule la chaleur du soleil et chauffe la surface du panneau solaire. Or, le panneau connaît son meilleur rendement à 25°C et diminue au-delà. Ainsi, le rendement diminue à mesure que la poussière s’accumule.

Comparaison des deux panneaux dans les deux communes au Pakistan / Image : Rashid et al 2023, composition par : RE

La poussière, en plus de chauffer le panneau, masque les cellules du panneau. Le rayonnement n’atteint pas la cellule et l’effet photovoltaïque ne peut avoir lieu. La composition des poussières influe également sur l’absorption des photons. Ainsi, à Islamabad, les poussières proviennent majoritairement de la circulation automobile et des industries et, en conséquence, elle contient plus de carbone (contrairement au désert). En cause, la pollution atmosphérique cause plus de pertes en rendement car elles occultent plus la lumière que le sable.

En conclusion, Bahawalpur a un « excellent potentiel avec la grande efficacité des panneaux solaires. » Mais la forte déposition de poussière entraîne une augmentation plus importante de la température. Les conditions sont donc plus défavorables à moins que le panneau soit régulièrement nettoyé.

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L’heure est-elle venue pour la Suède d’autoriser à nouveau l’exploitation minière de son uranium ? Une enquête est lancée par le ministère du Climat et de l’Environnement suédois.

Depuis l’arrivée au pouvoir en 2022 d’une nouvelle coalition de centre droit, la Suède semble vouloir redonner une place de choix au nucléaire dans son mix électrique. Avec en ligne de mire, la volonté d’atteindre non plus le 100 % renouvelable, mais bel et bien le 100 % sans fossile d’ici 2040. Alors que la production d’électricité est appelée à doubler dans le pays dans les 20 ans à venir.

La Suède relance sa filière nucléaire

La première étape a été, pour le gouvernement, de lancer une « modification de la législation » pour encourager les investissements dans le secteur. Puis, en fin d’année 2023, le gouvernement a précisé son plan. La Suède s’apprête à produire « massivement » de l’énergie nucléaire dans les années à venir. Alors que le pays dispose de 6 réacteurs nucléaires — qui fournissent environ le tiers de son électricité — mis en service entre 1975 et 1985, l’objectif est d’y ajouter l’équivalent de 2 supplémentaires avant 2035 et jusqu’à un équivalent de 10 réacteurs conventionnels d’ici 2045.

Pour alimenter ces nouveaux réacteurs nucléaires, la Suède envisage depuis quelques mois déjà de lever l’interdiction en vigueur depuis 2018 de l’exploration et de l’exploitation minière de l’uranium dans le pays. Il faut dire qu’une belle part des ressources connues en Europe se cache dans les sous-sols suédois. Plus d’un quart, selon le ministère du Climat et de l’Environnement. Et qu’aujourd’hui, de l’uranium est souvent extrait dans le pays avec d’autres métaux puis traité comme… un déchet.

Des mines d’uranium comme les autres mines

L’idée du gouvernement est simple : traiter dorénavant l’uranium comme les autres métaux. Comprenez que seule une évaluation environnementale déterminerait à l’avenir les conditions dans lesquelles l’exploitation de l’uranium pourrait être autorisée. Mais avant de prendre une décision, le ministère du Climat et de l’Environnement a lancé une enquête. Son résultat sera rendu public au plus tard le 15 mai prochain. Le gouvernement aura alors le choix de présenter au parlement une proposition de loi visant à lever l’interdiction de l’exploitation minière de l’uranium en Suède.

La société d’exploitation minière Aura Energy se réjouit déjà à cette idée. Depuis longtemps, elle avait le projet d’extraire de l’uranium comme sous-produit de son exploitation de molybdène, de vanadium et de zinc du côté de Berg. En 2012, le gisement d’uranium y avait été estimé à près de 310 000 tonnes. Alors même que la Suède en brûle actuellement moins de 1 000 tonne par an.

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À la suite de plusieurs réclamations d’intervenants et de syndicats de la filière solaire photovoltaïque, le gouvernement prévoit un arrêté modificatif afin d’éviter la baisse brutale des tarifs de rachat du kWh.

Une baisse des tarifs et primes était prévu pour le premier trimestre 2024, résultant de l’application de la formule de base à laquelle s’applique un coefficient dégressif d’urgence de 10,2%, déjà introduit pendant les deux derniers trimestres de 2023.

Blocage à cause d’objectifs à la hausse

La Commission de régulation de l’énergie (CRE) a annoncé le report de la publication des nouveaux tarifs et primes relatifs aux installations photovoltaïques implantées sur les bâtiments d’une puissance installée inférieur ou égal à 500 kWc. Le délai doit permettre à la CRE de prendre en compte l’arrêté modificatif du gouvernement qui prévoit de rehausser les objectifs de développement trimestriel, qui passeraient de 316 MWc (soit environ 1,26 GWc/an) à 450 MWc (soit environ 1,82 GWc/an), afin de maintenir la rentabilité des projets de centrale solaire en toiture.

La formule, qui fixe les prix avec l’application du coefficient de dégressivité d’urgence, mettait en péril la rentabilité des installations solaires en toiture en faisant baisser trop rapidement les tarifs d’achat. Pour rappel, les coefficients dégressifs avaient déjà été appliqués sur les 2 derniers trimestres 2023 pour stabiliser le marché et en conséquence des mesures exceptionnelles à la hausse prises en 2022 pour booster le marché. La baisse appliquée de nouveau aurait pu être d’approximativement 15 % au 1 février 2024, sur la tranche 0-9 kWc. Une grande partie des projets de cette tranche n’aurait pas été rentable, provoquant une chute des demandes de raccordement sur un segment représentant à lui seul près d’un tiers de la capacité installée en 2023.

Délibération de la CRE

La CRE ayant reçu le 5 février le projet de rehausser les objectifs trimestriels de développement, a validé, par délibération du 15 février 2024, la recommandation de ne pas appliquer la dégressivité tarifaire « d’urgence », en accueillant favorablement une nouvelle augmentation des objectifs cibles. Elle préconise de baisser la valeur de dégressivité de 10.2% à 5%.

Image : délibération de la CRE du 15 février 2024

En résumé :

• PROJET 0-9 kWc : Une baisse de – 4,4% avec un tarif moyen de 153,31 €/MWh au lieu de 137.67 €/MWh avec la dégressivité d’urgence.
• PROJET 9-100 kWc : Une baisse de -1,4% avec un tarif moyen de 127.40 €/MWh. À noter que seule cette tranche n’était pas concernée par la dégressivité d’urgence.
• PROJET 100-500 kWc : Une baisse de –3,1% avec un tarif moyen de 117.05 €/MWh. À noter que la dégressivité d’urgence s’applique pour la première fois à cette tranche.

Ces tarifs sont fixés en fonction d’une formule relativement complexe prenant en compte les évolutions à court terme des coûts de construction, d’opérations et de financement de la filière photovoltaïque.

L’arrêté tarifaire modificatif est dorénavant dans l’attente de signature du ministre délégué de l’industrie et de l’énergie, ce qui est d’ores et déjà un soulagement pour la filière, en permettant de sécuriser la rentabilité des petites centrales solaires en toiture.

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