Lors d’une canicule, plusieurs centrales nucléaires françaises peuvent être obligées à baisser leur production, voire même, parfois, à s’arrêter. Une contrainte liée non pas à la sûreté des installations, mais à la température des cours d’eau utilisés pour les refroidir. Le réchauffement climatique, en réduisant les débits et en chauffant les rivières, les contraint à moduler leur production.

Fin juin 2025, EDF a arrêté le réacteur n°1 de la centrale nucléaire de Golfech (Tarn-et-Garonne), en raison de la température de la Garonne qui atteignait 28 °C. Selon l’arrêté préfectoral de 2006, c’est la limite maximale autorisée en température à l’aval de la centrale en période estivale. EDF a ainsi annoncé un redémarrage prévu pour le 7 juillet, en fonction de l’évolution météo (une nouvelle canicule étant annoncée).

Ce type d’adaptation n’est pas nouveau. Déjà en 2022, un été caniculaire avait conduit EDF à solliciter des dérogations auprès de l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN) pour maintenir la production à Golfech, au Bugey, à Tricastin et à Saint-Alban. L’ASN avait alors temporairement relevé les seuils autorisés pour 24 jours cumulés avec une surveillance environnementale renforcée. En 2019, un des deux réacteurs de Golfech avait également été arrêté pour les mêmes raisons comme à Saint-Alban ou au Bugey lors d’étés secs.

Mais alors pourquoi s’arrêtent-elles ?

Les réacteurs nucléaires prélèvent de l’eau dans un fleuve pour refroidir leur circuit secondaire. Dans les centrales à circuit ouvert (comme Golfech), cette eau est restituée quasi immédiatement après avoir gagné quelques degrés. L’eau étant puisée dans le fleuve, elle est moins abondante que les centrales en bord de mer et va chauffer un peu plus. Dans les circuits fermés (comme dans la centrale nucléaire du Tricastin), une partie de la chaleur est dissipée par des tours aéroréfrigérantes et la problématique de l’eau est bien moins grande. Entre 2015 et 2020, la grande majorité des pertes en énergie (71 %) était due à des « débits trop faibles de la source froide » selon RTE, pour refroidir donc. Dans ce cas, la sûreté du réacteur est en jeu, puisqu’il ne peut pas être suffisamment refroidi. Mais l’arrêt actuel de Golfech n’est pas de cet ordre : c’est la température de l’eau, déjà haute, qui dépasserait la température limite autorisée après avoir refroidi le réacteur, lors de sa restitution au fleuve.

Pour protéger les écosystèmes aquatiques, les températures maximales admissibles en aval des centrales sont strictement réglementées par l’ex-autorité de sûreté (ASN). Les deux niveaux de limite sont les suivants :

– 1ᵉʳ niveau (« normal ») : des seuils à ne pas dépasser en période ordinaire.

– 2ᵉ niveau (« exceptionnel ») : activé en cas de tension sur le réseau électrique (à la demande de RTE), avec des limites provisoirement relevées pour quelques semaines.

Choisir entre protection de l’environnement et production d’électricité

« Ces normes sont là pour protéger la biodiversité, pas pour garantir la sûreté », rappelle l’ASN. Dans les cas extrêmes, elle peut accorder une dérogation, mais cela suppose un arbitrage : faut-il limiter la production et respecter la biodiversité du fleuve ou l’inverse ponctuellement ? En 2022, le gouvernement avait justifié les assouplissements par le besoin de préserver les réserves de gaz et d’assurer la sécurité énergétique à l’approche de l’hiver.

Ces dernières années, EDF a renforcé ses équipements (climatisation, tours de refroidissement…). Près de 1,6 milliard d’euros ont été investis ou engagés jusqu’en 2038 dans le cadre de son programme Adapt, conçu pour faire face au dérèglement climatique. Mais selon la Cour des comptes, l’indisponibilité liée à la chaleur pourrait être multipliée par trois ou quatre d’ici 2050, si rien n’est fait. L’ASNR préconise d’augmenter le « renforcement de la prise en compte des effets du changement climatique » lors de la cinquième visite décennale.

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L’industrie est responsable de pas moins de 20 % de nos émissions de dioxyde de carbone (CO₂). Alors toutes les solutions visant à décarboner ce secteur de notre économie seront bonnes à prendre. Parmi elles, celle d’une chaudière, pourtant au gaz, développée en France.

Produire de la vapeur et de l’eau chaude pour les besoins de l’industrie est énergivore. Pire, cela suppose aujourd’hui toujours de brûler des quantités de combustibles fossiles. Avec les émissions de gaz à effet de serre qui y sont associées. Les seules chaudières à gaz industrielles — dans le secteur de la chimie, de l’agroalimentaire ou du papier, par exemple — émettent ainsi chaque année 12 millions de tonnes de dioxyde de carbone (Mt de CO₂) — à comparer aux quelque 640 Mt encore émises dans notre pays en 2023.

Alors que le processus reste difficile à électrifier, certains cherchent des solutions dans une alimentation des chaudières au biogaz. Ou encore dans la capture du CO₂ en sortie d’usine. Ceux qui se sont engagés dans le projet Ch0C — parmi lesquels GRDF, Natran, Engie, Total Énergies, Groupe Bonduelle, Coca-Cola ou encore Babcock Wanson — ont fait le choix d’attaquer le problème sous plusieurs angles. D’associer plusieurs technologies pour concevoir une chaudière industrielle qui émettrait 90 % de CO₂ en moins qu’une chaudière conventionnelle, à condition de le séquestrer en sortie.

Plusieurs innovations pour des performances optimales

Le secret, c’est l’oxycombustion. Comprenez que sur la Ch0C — l’acronyme signifie « chaudière zéro carbone » —, l’air indispensable à la combustion est remplacé par de l’oxygène quasiment pur. De quoi s’épargner la combustion de l’azote présent en masse dans l’air que nous respirons. Une façon de faire grimper le rendement thermique de l’installation. La promesse, aussi qui ne gâche rien, qu’il n’y aura que très peu de dioxydes d’azote — seulement celui qui était déjà présent dans le gaz fossile — dans les fumées. Ces fameux NOx qui empoisonnent nos vies, provoquant au mieux des inflammations respiratoires, au pire, des décès prématurés.

L’avantage aussi de réduire à presque rien la quantité d’azote dans les fumées, c’est d’y concentrer, au contraire, le CO₂. C’est intéressant parce que ça simplifie ensuite les opérations de capture en vue de séquestration ou de valorisation. Une technologie d’épuration et de liquéfaction du CO₂ permet à la Ch0C de répondre aux standards de qualité très stricts du secteur.

Pour optimiser encore les performances, les partenaires du projet comptent sur un brûleur spécialement développé pour améliorer la combustion. Mais aussi sur le fait de rediriger une partie des fumées vers le foyer pour éviter que la température de la flamme d’oxycombustion grimpe trop haut.

Le consortium derrière le développement de la chaudière Ch0C, soutenu par l’Ademe et France 2030, estime qu’à terme, cette innovation pourrait constituer une alternative pour environ 2 000 chaudières industrielles. Et éviter ainsi l’émission de pas moins de 8 Mt de CO₂ chaque année rien que dans notre pays. Le tout en restant plus compétitif que des solutions électriques ou biomasse.

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Le pays de tous les records continue d’asseoir sa domination en matière de déploiement d’énergies renouvelables. La Chine vient de franchir un nouveau seuil historique, avec 1 térawatt d’installations solaires installées. 

Où la Chine s’arrêtera-t-elle ? L’Empire du Milieu poursuit sa folle course photovoltaïque, et vient de franchir le cap historique du térawatt (TW, soit 1 000 gigawatts) de puissance installée en seulement 15 ans. Pour parvenir à une telle puissance totale, le pays a pu compter sur un mois de mai record, durant lequel il a mis en service près de 92 GW d’installations solaires. Depuis son premier GW de panneaux solaires, installés en 2010, la Chine n’a fait qu’accélérer le déploiement de cette technologie renouvelable.

De ce fait, le pays a atteint les 10 GW installés dès 2013, puis a dépassé les 100 GW à peine quatre ans plus tard. Il lui aura donc fallu seulement 8 ans pour passer de 100 GW à 1000 GW installés.

Preuve de cette accélération constante, sur les six premiers mois de l’année 2025, le pays a installé 388 % de panneaux en plus que sur l’année précédente. Les observateurs soulignent néanmoins que cette accélération pourrait ralentir au cours du deuxième semestre 2025, notamment du fait de politiques publiques moins favorables.

Deux fois plus que l’Union européenne et les États-Unis réunis

Avec de tels chiffres, la Chine surclasse le reste du monde, et de loin. Le pays possède ainsi plus de deux fois plus de centrales photovoltaïques que l’Union européenne et les États-Unis

De l’autre côté de l’Atlantique, le pays ne possède qu’un tout petit 150 GW de puissance installée. Le vieux continent, lui, pouvait se targuer de 306,4 GW d’installations solaires à la fin de l’année 2024. De son côté, la France ne contribue qu’à hauteur de 26,8 GW installés au 31 mars 2025, malgré une forte hausse sur la dernière année. Selon la prochaine Programmation Pluriannuelle de l’énergie, le pays pourrait atteindre les 50 GW d’ici 2030, contre 54 GW à 60 GW initialement visés dans le projet de Stratégie française énergie climat, présenté en 2024.

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ℹ️ Communication commerciale pour Zendure

Avec la hausse des prix de l’énergie et la volonté croissante de réduire l’empreinte environnementale des foyers, les solutions de gestion et de stockage d’électricité solaire se multiplient. Parmi celles-ci, les produits développés par Zendure visent à optimiser l’autoconsommation solaire et à mieux répartir l’usage de l’énergie domestique. Deux dispositifs récents, le Zenki HEMS et la SolarFlow 2400 AC, s’inscrivent dans cette logique.

Une gestion assistée par IA : Zenki HEMS

Le Zenki HEMS est un système de gestion de l’énergie domestique. Son objectif est de réguler, en temps réel, la répartition de l’électricité dans une habitation, en prenant en compte plusieurs paramètres : la consommation actuelle du foyer, la capacité de stockage disponible dans les batteries, les prévisions météorologiques et les tarifs variables de l’électricité.

Ce système s’appuie sur une couche logicielle nommée Zen+ OS. Il analyse les données collectées pour proposer une gestion ajustée, dans le but de limiter les pics de consommation issus du réseau public et de maximiser l’usage de l’énergie produite localement, notamment via des panneaux solaires.

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L’interface permet aux utilisateurs de suivre les flux d’énergie et de planifier certaines actions : par exemple, retarder le déclenchement d’un appareil électroménager à un moment plus favorable sur le plan énergétique. Le Zenki HEMS peut aussi anticiper une faible production solaire (en cas de nuages ou de pluie annoncée) et activer la recharge des batteries à partir du réseau à un moment moins coûteux. À ce sujet, il intègre les tarifs pratiqués par 700 fournisseurs d’énergie européens pour permettre des recharges lorsque l’électricité est la moins chère.

Son efficacité dépend en grande partie de l’installation existante, comme la puissance de l’installation solaire, le nombre de batteries, le profil de consommation du foyer, et le niveau d’autonomie que l’utilisateur souhaite atteindre. Dans des contextes où les prix de l’énergie fluctuent fortement ou où la production solaire est irrégulière, un tel outil permet de tirer parti du meilleur de son installation.

SolarFlow 2400 AC : un système de stockage modulaire par batterie

Le deuxième produit concerné, la SolarFlow 2400 AC, est une batterie domestique destinée à stocker l’énergie issue d’une installation solaire. Elle est pensée pour permettre l’utilisation différée de cette énergie, par exemple en soirée ou pendant les périodes sans ensoleillement.

Cette batterie propose une puissance de sortie de 2 400 W en courant alternatif, ce qui la rend compatible avec un certain nombre de micro-onduleurs du marché. Sa capacité de base est de 2,88 kWh, mais elle peut être augmentée par l’ajout de batteries AB3000X, jusqu’à atteindre 17,28 kWh. Cela autorise une certaine flexibilité dans la taille du système, selon les besoins du foyer. En mode de fonctionnement hors réseau, il fournit également jusqu’à 2 400 W, garantissant une alimentation énergétique autonome en cas de coupure de courant.

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La SolarFlow 2400 AC se distingue aussi par sa facilité d’installation. Qualifiée de « plug-and-play », elle ne nécessite pas d’intégration complexe et peut être raccordée à une installation existante, qu’elle soit neuve ou déjà opérationnelle. Elle peut aussi être rechargée par le réseau électrique, notamment pendant les heures creuses. Cela permet non seulement de pallier un déficit de production solaire, mais aussi de disposer d’une alimentation de secours en cas de coupure du réseau. La technologie des semi-conducteurs en carbure de silicium (SiC) de troisième génération permet d’atteindre un rendement global de 96,5 %.

Complémentarité des deux solutions

Le Zenki HEMS et la SolarFlow 2400 AC sont conçus pour fonctionner ensemble. Le premier contrôle, ajuste et anticipe ; le second stocke et redistribue. Utilisés conjointement, ils forment un système cohérent de gestion énergétique, permettant d’améliorer l’autonomie d’un foyer et de réduire sa dépendance au réseau.

Cependant, l’intérêt réel d’une telle configuration dépend fortement du contexte d’usage. Dans des zones où le prix de l’électricité varie peu ou où les coupures sont rares, la plus-value sera avant tout en termes de confort et de contrôle. Dans des environnements plus instables ou pour les utilisateurs cherchant à maximiser leur part d’énergie solaire consommée, ces solutions peuvent jouer un rôle plus significatif.

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Les solutions proposées par Zendure s’inscrivent dans un mouvement plus large vers la responsabilisation énergétique des foyers. Elles offrent une combinaison intéressante entre gestion intelligente et stockage évolutif. Le Zenki HEMS et la SolarFlow 2400 AC ne promettent pas une autonomie complète, mais une meilleure maîtrise de l’énergie consommée et produite à l’échelle d’un logement. Pour certains utilisateurs, cela peut signifier des économies sur le long terme ; pour d’autres, un gain en confort ou en résilience.

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C’est la fin d’une enquête de plusieurs semaines pour faire le clair sur le black-out qui a touché l’Espagne et le Portugal en avril dernier. On sait, en effet, quelle centrale a été le point de départ de l’incident, et il s’agit de l’une des plus grandes du pays.  

Si le black-out qui a eu lieu le 28 avril dernier en Espagne a été causé par un ensemble de facteurs, on sait enfin quelle centrale photovoltaïque a été responsable des premières oscillations de puissance ayant entraîné une cascade de dysfonctionnements. Selon le journal espagnol El Diaros, la centrale en question n’est autre que la centrale Núñez de Balboa, située en Estrémadure (sud-ouest du pays).

Une demi-heure avant l’incident, celle-ci générait pas moins de 250 MW, avant de commencer à produire des oscillations anormales. Red Eléctrica, le gestionnaire de réseau, a indiqué qu’une « anomalie interne » avait rendue possible ces oscillations. Pendant presque 5 minutes, les oscillations ont atteint jusqu’à 70 % d’amplitude. Outre des variations de puissance et de fréquence, on a même observé des oscillations de tension qui ont participé à une réaction en chaîne engendrant une multitude de déconnexions.

Núñez de Balboa, plus grande centrale photovoltaïque d’Europe

La centrale Núñez de Balboa est connue pour avoir été, pendant près de 2 ans, la plus grande centrale photovoltaïque d’Europe avec une puissance de 500 MWc. Mise en service en avril 2020, elle avait alors détrôné la ferme solaire de Cestas, en Gironde, qui affiche une puissance crête de 300 MWc. Destinée à produire l’équivalent de la consommation de 250 000 habitations, la centrale se compose de 1,4 million de panneaux photovoltaïques, installés sur une surface de 1000 hectares.

Elle affiche désormais la troisième place des plus grandes centrales photovoltaïques d’Europe, dépassée par une autre centrale espagnole située dans la même zone géographique : la centrale Francisco Pizarro et ses 590 MWc. Désormais, la première place revient à la centrale allemande de Witznitz. Construite sur une ancienne carrière de lignite, celle-ci est composée de 1,1 million de panneaux photovoltaïques pour une puissance totale de 605 MWc !

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Traditionnellement opposée à la climatisation, la France change progressivement d’avis à la suite des canicules toujours plus longues et intenses. Diabolisés, les climatiseurs ne seraient pas aussi nocifs qu’on l’imagine, selon un ingénieur pourtant spécialisé dans le développement durable. Il publie une tribune en faveur d’un « droit à la fraîcheur », en démontant de nombreux préjugés sur cet appareil. Un point de vue nuancé, assez rare sur le sujet.

Dans un long billet d’analyse publié sur le réseau social Linkedin, Arthur de Lassus, ingénieur et président d’une association de sensibilisation aux enjeux écologiques, fait le point sur les idées reçues autour de la climatisation. Les mythes écartés, le technicien évalue objectivement l’intérêt des climatiseurs, qui sont ni plus ni moins des pompes à chaleur, en France, dans un contexte de réchauffement climatique.

La climatisation, moins vorace en électricité qu’un frigo ?

Premier constat : la climatisation ne serait pas l’ogre énergétique souvent décrit. « Loin d’être particulièrement vorace, la climatisation est en réalité très efficace et peu consommatrice » commence l’ingénieur. Un climatiseur moderne serait donc assez sobre : 500 à 700 W en moyenne pour une puissance thermique restituée de 2 000 W. En comparaison annuelle, sa consommation – 250 kWh/an, certes très variable d’un lieu à un autre – resterait inférieure à celle d’un réfrigérateur et marginale face aux déplacements en voiture ou au chauffage de l’eau.

De plus, l’électricité utilisée pour faire fonctionner les climatiseurs est principalement produite durant l’été, période où la demande est habituellement faible et l’énergie solaire abondante, ce qui limiterait l’impact sur le réseau.« Ces derniers jours, on [a] écrêté/réduit la production solaire, car l’offre était supérieure à la demande » détaille Arthur de Lassas, qui propose d’aller plus loin, en proposant des créneaux horaires où l’électricité serait gratuite. « Ne serait-il pas plus malin d’annoncer des heures de consommations avec tarifs ultra-réduits (voire gratuits comme cela se fait en Australie du Sud) afin de profiter de l’abondance énergétique temporaire, faire fortement baisser la température du logement et la laisser remonter lentement en soirée et pendant la nuit ? »

Un impact marginal sur les émissions et les îlots de chaleur

La climatisation représenterait moins de 1 % des émissions de gaz à effet de serre en France. Son impact carbone serait davantage lié aux fuites de fluides frigorigènes qu’à la consommation électrique elle-même. La maîtrise de ces fuites – par la formation des professionnels, l’entretien rigoureux et des choix techniques judicieux – réduirait considérablement cet effet.

Concernant les îlots de chaleur urbains, l’ingénieur cite une étude menée à Paris, qui montrerait que même en cas d’usage intensif de la climatisation (réglée à 23 °C), l’augmentation des températures extérieures resteraient très localisées (+0,5 °C en moyenne). Si l’expert plaide pour les climatiseurs, il ne néglige pas l’intérêt de l’isolation thermique et de la végétalisation des espaces publics, mais émet quelques réserves. Car l’efficacité de ces îlots de fraicheur serait incertain.

« L’effet de refroidissement [produit par l’évapotranspiration des végétaux, NDLR] dépend fortement de l’eau disponible pour la végétation : si nous supposons qu’il n’y a pas d’eau disponible pour l’arrosage pendant les vagues de chaleur, l’effet de refroidissement devient négligeable » indique-t-il. L’isolation, elle, serait moins performante sur la réduction des consommations énergétiques qu’une gestion intelligente des climatiseurs. « L’isolation massive permet une baisse de 17 %. Le passage de 23 °C à 26 °C dans les bureaux et 28 °C dans les logements permet de faire baisser de 42 % » affirme l’ingénieur.

La climatisation ne serait pas une « maladaptation »

Les réseaux de froid mutualisés seraient plus efficaces et écologiquement vertueux que les climatiseurs individuels, mais leur déploiement nécessiterait beaucoup de temps et de financement. Ils ne pourraient couvrir que partiellement les besoins, notamment dans les zones urbaines denses. De quoi relativiser les discours du Premier ministre François Bayrou et de la ministre de la Transition écologique Agnès Pannier-Runacher, qui assurent pouvoir climatiser tous les bâtiments publics à bas coût au moyen de la géothermie et des réseaux de froid.

Contrairement à certaines interprétations, la climatisation ne serait pas intrinsèquement une mauvaise adaptation au changement climatique. Elle pourrait même devenir un levier de décarbonation à condition d’être bien encadrée : équipements réversibles (qui chauffent sobrement en hiver et climatisent en été), usage raisonné, alimentation solaire, fluides frigorifiques à faible impact.

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Ikea entre officiellement dans le secteur florissant des panneaux solaires de balcon. Pour l’instant réservés à l’Allemagne, ces produits pourraient bien arriver en France dans les mois à venir. 

Inutile de vous précipiter vers votre magasin Ikea le plus proche. Si la célèbre chaîne d’ameublement se lance bel et bien dans la commercialisation de kits solaires pour balcon, ces produits sont, pour le moment, réservés à l’Allemagne, où ces derniers sont légion. Il faut bien reconnaître que la proposition du géant bleu et jaune est très intéressante. Elle se compose de quatre packs principaux qu’il est possible de moduler à grands renforts d’options pour avoir une installation parfaitement adaptée à son domicile. À noter qu’il ne s’agit pas de sa propre gamme de produits. Ikea se contente d’une position d’intermédiaire pour fournir des panneaux solaires et batteries signés Ecoflow via un partenariat avec Svea Solar.

Tout commence avec le Stream Complete Package. Kit d’entrée de gamme, il se compose de deux panneaux de 450 Wc, de câbles et d’un onduleur de 800 Wc pour un tarif de 449 €. C’est le seul kit vendu sans batterie. En effet, Ikea veut favoriser l’autoconsommation résidentielle. Pour cette raison, il propose 3 autres kits incluant une batterie. Le Stream Complete Package M reprend les spécificités du kit d’entrée de gamme, mais y ajoute une batterie Stream Pro ou Stream Ultra de 1,92 kWh, moyennant, 1229 €.

Le pack le plus équipé comprend 4 panneaux de 450 Wc ou 520 Wc, une batterie Stream Ultra et une batterie Stream AC Pro. Ce kit est disponible à partir de 2230 € et frôle les 2800 € avec des panneaux de 520 Wc. Rappelons qu’en Allemagne, la puissance injectée par une installation plug-and-play sur le réseau ne peut dépasser 800 Wc, même si la puissance totale des panneaux peut aller au-delà.

Ikea propose aussi des pompes à chaleur en Allemagne

Ikea n’est pas un petit nouveau dans le milieu de la production photovoltaïque. L’enseigne commercialise depuis plusieurs années des services d’installation de centrale sur toiture grâce à des partenariats avec des installateurs locaux. Ces partenariats permettent à Ikea de proposer des offres à partir de 7 490€. Ces installations en toiture sont disponibles dans de nombreux pays sous le nom de Solstrale : France, Espagne, Australie, Suède, Italie, Allemagne, etc.

Mais le suédois ne compte pas s’arrêter là. L’entreprise vient notamment de lancer la commercialisation, en mai dernier, de pompes à chaleur en Allemagne. Ces pompes à chaleur, conçues en partenariat avec l’entreprise suédoise Svea Solar, seraient efficaces jusqu’à une température extérieure de -25 °C, et utilisent du propane comme gaz réfrigérant. Celui-ci est réputé plus écologique que d’autres alternatives. Grâce à ces particularités, les PAC Ikea seraient certifiées A+++.

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Un peu partout en France, la surchauffe du réseau de distribution souterrain d’électricité provoque des coupures. Selon Enedis, 8 000 foyers étaient privés de courant dans la matinée du 2 juillet.

C’est désormais un marronnier. Chaque année, lors des canicules, certains points du réseau de distribution d’électricité ne supportent pas la chaleur intense et finissent par céder. La cause principale : les boîtes de jonction souterraines en milieu urbain, enfouies à quelques dizaines de centimètres sous le goudron brûlant. Ces boîtiers où les câbles se divisent sont « sensibles aux fortes variations de températures et aux mouvements de terrains qu’elles induisent », explique Enedis auprès de l’AFP. En résulte des coupures, souvent très localisées, qui peuvent affecter les clients sur des durées très variables. De quelques minutes à plusieurs jours, selon la configuration du réseau électrique local et la nécessité de réaliser des travaux de réparation.

Toutes les régions peuvent être touchées, mais le risque est particulièrement élevé en ville, où la chaleur s’accumule dans les sols minéraux. Le 1ᵉʳ et 2 juillet, autour de 8 000 foyers ont subi des coupures à Marseille, Tours, Nantes, Antibes et plusieurs localités d’Île-de-France, d’Occitanie et d’Auvergne-Rhône-Alpes. De quoi poser un réel problème, notamment pour les personnes fragiles dont l’état de santé peut se dégrader rapidement en l’absence de climatisation.

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Si elle est encore méconnue du grand public, la station de transfert d’énergie par pompage-turbinage (STEP) reste l’une des technologies de stockage les plus matures et les plus efficaces du marché. Elle est bien plus aboutie que les célèbres batteries électrochimiques. En Inde, l’entreprise Tehri Hydro Development Corporation vient d’inaugurer une nouvelle STEP dans le nord du pays, à Tehri, dans l’État de l’Uttarakhand. La grande particularité de l’installation : elle fonctionne à vitesse variable, une première pour le pays.

La centrale utilise deux réservoirs créés par les barrages de Tehri (en amont) et de Koteshwar (en aval). Entre les deux bassins : quatre turbines réversibles à vitesse variable de 250 MW unitaires. Lorsque l’électricité est abondante, le système pompe l’eau du réservoir inférieur vers le bassin supérieur. Et période de forte demande, l’eau est relâchée pour générer de l’électricité en passant à travers les turbines. Ce projet, dont le coût était estimé à plus de 470 millions d’euros en 2019, vise à renforcer la fiabilité du réseau électrique indien. Il soutiendra surtout l’intégration des sources renouvelables dans le mix énergétique du pays.

Une STEP à vitesse variable, à quoi ça sert ?

« La technologie à vitesse variable nous permet de gérer le flux d’électricité avec précision, rendant notre écosystème énergétique plus intelligent et plus flexible », a déclaré Manohar Lal, ministre de l’Énergie, du Logement et des Affaires urbaines, lors de l’inauguration. En effet, une telle technologie permet d’ajuster en temps réel la vitesse de rotation des machines, en fonction des besoins du réseau. Résultat : une plus grande flexibilité, un aspect particulièrement nécessaire pour mieux absorber les fluctuations liées à l’intégration des énergies intermittentes.

À terme, l’installation devrait atteindre une puissance totale de 1 000 MW, mais pour l’heure, seule une première unité de 250 MW a été mise en service. Les trois autres turbines devraient entrer en opération avant la fin de l’année, selon le calendrier de l’entreprise.

Une extension prévue

Cette nouvelle STEP fait en réalité partie d’un projet plus vaste, notamment le complexe hydroélectrique de Tehri, exploité par la même entreprise. Une fois le système de stockage entièrement opérationnel, la puissance totale du complexe atteindra 2 400 MW. En effet, le site est composé de trois grandes installations :

• la centrale hydroélectrique de Tehri (1 000 MW), mise en service en 2006,
• la centrale de Koteshwar (400 MW), opérationnelle depuis 2012,
• et le système de pompage-turbinage, en cours de déploiement.

Vous l’aurez compris, les deux réservoirs qui alimentent la STEP — Tehri en amont et Koteshwar en aval — sont eux-mêmes des centrales hydroélectriques. Et ce n’est pas tout, le réservoir de Tehri fournit aussi de l’eau potable à environ 7 millions de personnes et permet l’irrigation de près de 900 000 hectares de terres agricoles.

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La Commission de régulation de l’énergie (CRE) vient de publier les nouveaux tarifs d’achat pour le solaire en toiture. Sans surprise, ils sont à la baisse.

Parmi les projets solaires, il y a les centrales photovoltaïques au sol. Des installations immenses et de plus en plus puissantes. Il y a aussi ceux que l’on peut appeler les projets domestiques. Des installations de petite taille. Celles que l’on retrouve sur les toits de nos maisons. Et puis, il y a les installations de tailles intermédiaires. Celles qui recouvrent nos parkings ou qui sont posées sur des bâtiments industriels ou sur des hangars agricoles. Ce sont principalement ces dernières qui sont aujourd’hui une fois de plus visées par un recul des soutiens de l’État. La Commission de régulation de l’énergie (CRE) vient en effet d’annoncer qu’en ce 1ᵉʳ juillet 2025 — et jusqu’au 30 septembre —, le tarif d’achat garanti passe de 95 à 88,60 euros le mégawattheure (MWh) pour les installations photovoltaïques entre 100 et 500 kilowatts-crête (kWc).

La rentabilité du solaire en toiture en danger ?

Cette baisse de 6,8 % intervient après une autre appliquée depuis fin mars — début 2025, le tarif d’achat était encore de 102,3 €/MWh — et fait chuter les tarifs de 19,5 % sur ces six derniers mois. Une baisse liée au système de dégressivité automatique des aides selon le volume de projets raccordés instauré par l’État. Un système qui avait été renforcé il y a quelques semaines. Au cours de ce printemps 2025, en effet, les demandes de raccordement complètes ont explosé. Pour les installations de panneaux solaires de moins de 500 kWc, un arrêté de mars 2025 définissait un objectif de 512,5 MWc et la puissance cumulée déposée a atteint 1 154,0 MWc.

Alors que la France n’a toujours pas finalisé sa prochaine programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE), cette nouvelle fragilisation de la rentabilité des projets photovoltaïques de tailles moyennes inquiète. Les porteurs de projets ont déjà commencé à réduire la voilure. Selon les chiffres du Syndicat des énergies renouvelables, depuis mars dernier, les demandes ont réduit d’un tiers. Et la situation pourrait encore se tendre avec la fin du guichet ouvert actuel. À partir de cet automne, les projets devront en effet passer par des appels d’offres simplifiés. Ils seront exposés à une concurrence qui pourrait encore faire baisser les tarifs.

Le solaire photovoltaïque reste toutefois le secteur des énergies renouvelables le plus soutenu en France métropolitaine. Le montant des aides publiques devrait atteindre 2,9 milliards d’euros en 2025. Il avait été de 2,1 milliards d’euros en 2024.

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Pour climatiser et chauffer sobrement trois de ses bâtiments, le campus de La Garde de l’université de Toulon (Var) a opté pour une pompe à chaleur géothermique. L’installation a passé son premier hiver avec un bilan au-delà des espérances : il a permis de couvert la totalité des besoins en chauffage, évitant ainsi l’utilisation de la chaudière à gaz d’origine.

Sur le parking du campus universitaire de La Garde, les automobilistes ne se doutent pas de ce qui se trouve sous leurs véhicules. Une multitude de patchs de goudron cache un ensemble de 25 sondes géothermiques, enfoncées profondément sous terre. « Initialement, elles étaient prévues pour aller jusqu’à 200 m » explique Bernard Gerome, responsable projets pour Dalkia, qui a conçu le système. « Nous avons trouvé une nappe [phréatique] à 156 m, et pour éviter de perforer la nappe, nous avons décidé d’installer les sondes à une profondeur de 150 m » précise l’ingénieur.

Ces canalisations sont reliées à deux pompes à chaleur (dont l’une est en secours), qui puisent la chaleur du sol en hiver et l’injectent en été. L’installation permet de chauffer ou climatiser trois des nombreux bâtiments de l’université de Toulon. Si la chaudière à gaz d’origine a été conservée en cas de vague de froid extrême, elle serait restée éteinte durant l’hiver 2024/2025, la pompe à chaleur géothermique ayant pu assurer la totalité des besoins de chauffage. Coût du projet : 1,1 million d’euros dont la moitié a été couverte par des subventions de l’ADEME et de la région PACA.

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Malgré un climat houleux pour les énergies renouvelables en France, des startups ne cessent d’innover afin de produire de l’électricité de la manière la plus efficace possible. C’est le cas de cette startup cherbourgeoise qui veut lancer une éolienne à double turbine. 

La France espère avoir son mot à dire dans le futur de l’éolien offshore mondial. Pour y parvenir, elle compte notamment sur la startup Sereo, qui travaille au développement d’une éolienne qui se veut révolutionnaire. Cette dernière ne serait pas équipée d’une, mais de deux turbines pour faire baisser l’impact environnemental de la structure, tout en limitant les frais d’entretien associés.

Cette éolienne a également la particularité de pouvoir s’aligner naturellement avec le vent, se passant ainsi de mécanismes complexes permettant d’une modification de l’orientation en fonction des conditions de vent. D’autre part, cette éolienne à la silhouette singulière a recours à un flotteur spécifique, qui permet à l’éolienne de n’avoir aucun ancrage sur le fond marin. La géométrie de ce flotteur permettra également une mise à l’eau et un transport à l’horizontal, avant que l’éolienne ne soit relevée en position verticale sur son emplacement définitif. Pour cela, il suffira de lester le flotteur. Le potentiel de cette éolienne est tel que la startup a été sélectionnée parmi les 100 plus innovantes du monde par la Silicon Valley.

Passer à l’étape suivante

Emma Milady et Olivier Laffite, deux ingénieurs de Cherbourg à l’origine de la startup Sereo, souhaitent désormais passer à la vitesse supérieure et recherchent des fonds pour financer la construction d’un premier prototype. Au total, 20 millions seraient requis pour permettre la mise en place d’une première éolienne pilote. Si tout va bien, celle-ci pourrait prendre l’eau d’ici 2 à 3 ans.

Il faut dire que le temps presse, car en matière d’éoliennes offshore, la concurrence fait rage. D’ailleurs, il y a quelques mois, la Chine a déjà mis en service un prototype d’éolienne bi-rotor. Cette éolienne, appelée Ocean X, développe un total de 16,6 MW grâce à ses 2 turbines, et ses pales de 182 mètres de diamètre. Cette dernière aurait une excellente résistance au vent, notamment grâce à la forme de son flotteur.

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La plus grande usine européenne d’e-fuels entre officiellement en opération en Allemagne. Destinée à produire des carburants d’aviation durables, des carburants marins, de l’e-diesel ainsi que des composés chimiques pour la fabrication de plastiques, cette nouvelle installation prévoit de générer des milliers de tonnes d’e-carburants chaque année.

L’aviation, le transport maritime et certains véhicules poids lourds partagent une problématique commune : leur difficulté à être électrifiés. Pour ces secteurs, la décarbonation passe par l’usage de nouveaux types de carburants connus sous le nom de carburants synthétiques ou e-fuels. Plusieurs pays explorent activement cette technologie face à l’urgence climatique. En Europe, l’Allemagne vient justement de lancer à Francfort-sur-le-Main une grande usine de production d’e-fuels à partir d’hydrogène.

Baptisée « Era One » et pilotée par l’entreprise allemande Ineratec, l’usine a livré ses premiers litres dès le mois de mai et est officiellement entrée en exploitation commerciale début juin. Cette installation est considérée comme la plus grande de son genre en Europe, et devrait atteindre une production annuelle de 2 500 tonnes d’e-carburants. Une goutte d’eau, qui correspond à 17 allers-retours entre Paris et La Réunion en Airbus A350-1000.

De l’hydrogène vert combiné à du CO2

Pour produire ses e-carburants, l’usine utilise de l’hydrogène vert, un sous-produit issu d’une entreprise spécialisée dans la production de chlore, ainsi que du CO2 provenant d’une usine de recyclage de déchets. Ces matières premières proviennent directement du parc industriel de Francfort-sur-le-Main. Via un procédé de synthèse chimique, l’hydrogène est combiné au CO2 afin de créer des hydrocarbures, notamment du pétrole brut synthétique. Ce dernier est ensuite raffiné en carburant d’aviation durable (SAF), carburant marin ou e-diesel. Le pétrole synthétique peut également servir de matière première chimique pour d’autres applications industrielles, telles que la fabrication de plastiques.

Utilisables tels quels dans les moteurs actuels

« Avec Era One, nous proposons une véritable solution à l’un des plus grands problèmes de notre époque : les émissions dans les secteurs difficiles à électrifier, comme l’aviation et le transport maritime », souligne Tim Böltken, cofondateur et PDG d’Ineratec. De plus, ces carburants sont qualifiés de « drop-in ready ». Autrement dit, ils possèdent certaines propriétés techniques similaires à celles des carburants fossiles classiques, leur permettant d’être directement utilisés par les moteurs existants.

Le projet Era One a bénéficié d’un soutien financier totalisant 70 millions d’euros, sous forme de capital-risque et de subventions. Et s’il est actuellement la plus grande usine d’e-fuels d’Europe, c’est le projet Roadrunner au Texas qui détiendra bientôt le record mondial avec une capacité de production annuelle prévue de 23 000 tonnes. Ce dernier sera mis en service d’ici 2027.

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Une centrale photovoltaïque vient d’être dépouillée de ses alimentations électriques par des voleurs en quête de cuivre. Une situation qui ne cesse de se répéter avec la hausse du prix du cuivre.

La centrale photovoltaïque du Plan, située à Salles-sur-Bois (Drôme), ne peut plus tourner à plein régime malgré la météo clémente. Et pour cause, il y a quelques jours, des voleurs ont réussi à pénétrer sur le site de cette installation solaire de 8 MWc afin de dérober près de 40 km de câble. Si cela n’empêche pas la centrale de fonctionner, l’incident aurait tout de même altéré la production des quelque 18 000 panneaux photovoltaïques du site.

Pour l’heure, les malfaiteurs n’ont pas été retrouvés, mais une enquête a été ouverte. Engie Green, chargée du projet, a décidé de porter plainte.

Un phénomène de plus en plus fréquent

Cet évènement est loin d’être un cas isolé. Les vols de câble ne font qu’augmenter depuis plusieurs années. Cela s’explique notamment par la hausse du prix du cuivre, de plus en plus utilisé avec la transition énergétique. En 10 ans, son prix a presque doublé !

Habituellement, on entend ce type de récits au sujet des câbles de réseaux téléphoniques, ou de candélabres d’éclairages publics. Toujours plus organisés, les voleurs n’hésitent pas à se faire passer pour des professionnels en utilisant du matériel dédié tel que des panneaux de chantier et autres gyrophares. Cela leur permet de réaliser leurs vols en plein jour, aux yeux de tous. Orange a d’ailleurs estimé à 1 400 le nombre de vols de câbles de cuivre sur son réseau en 2024.

Mais les installations photovoltaïques deviennent le nouvel eldorado des malfaiteurs qui y trouvent des quantités colossales de câbles en cuivre, nécessaires à l’alimentation des panneaux solaires. Déjà, en 2022, un groupe avait dérobé pas moins de 17 km de câble d’un parc photovoltaïque situé en Gironde. En 2021, ce sont même 45 km qui avaient été volés sur le chantier de la centrale de Sarreguemines, avant même que celle-ci ne soit mise en service. Dans ces conditions, les gestionnaires de parcs sont de plus en plus contraints de sécuriser leurs parcs pour limiter ces situations.

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Mardi 24 juin, l’Assemblée nationale a rejeté à une large majorité (377 voix contre, 142 pour) la proposition de loi dite « Gremillet », censée fixer les objectifs énergétiques pour dix ans. Le texte, déposé par le sénateur LR Daniel Gremillet et initialement soutenu par le gouvernement, a été vidé de sa cohérence au fil des débats parlementaires, avant d’être désavoué.

Sous l’influence du Rassemblement national et d’une frange des Républicains, plusieurs amendements controversés ont été adoptés : un moratoire sur les nouveaux projets éoliens et photovoltaïques, la relance de la centrale de Fessenheim ou encore la suppression des objectifs de biocarburants. Ces victoires de l’extrême droite ont fait dérailler le texte et ont conduit le reste de l’assemblée à le rejeter.

La séance a été révélatrice d’un gouvernement accusé d’absence de cap, un centre peu mobilisé, une droite fracturée sur les renouvelables et une extrême droite aux propositions farfelues.

L’issue du texte est incertaine

Et la confusion persiste. Auditionné le soir même en commission des affaires économiques, Marc Ferracci a affirmé que le décret PPE 3, fixant les objectifs énergétiques chiffrés, aurait « vocation à être amendé au regard des débats de la représentation nationale » et à « respecter les orientations » du Parlement. Il a ajouté que le décret serait « pris, [puis] ajusté », avant de déclarer qu’il ne serait adopté que « dès lors qu’il sera compatible avec les débats qui auront lieu au Parlement ». Interrogé sur un engagement clair à attendre la deuxième lecture à l’Assemblée (le texte y reviendra après la navette au Sénat), il n’a pas répondu.

Pendant ce temps, certains élus, comme Philippe Bolo (MoDem), rappellent leur exigence que le décret ne soit pris qu’après la fin de la navette. Hervé de Lépinau (RN) brandit, quant à lui, la menace d’un « casus belli » si l’exécutif publiait le texte avant. Le flou est total sur la suite. Le texte revient donc au Sénat sous la version sénatoriale et sera examiné les 8 et 9 juillet en séance publique. « Il est possible qu’on se dirige vers une session extraordinaire en septembre qui permettrait au gouvernement d’inscrire le texte en deuxième lecture à l’Assemblée, avant une commission mixte paritaire », explique aux Échos le sénateur LR Daniel Grémillet, à l’origine de la proposition de loi.

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Dans un récent article, Le Figaro s’interroge sur la question : « Les éoliennes et les panneaux solaires nuisent-ils aux centrales nucléaires ? ». Montée en puissance des énergies renouvelables intermittente, bousculement du parc nucléaire contraint de moduler davantage sa production, est-ce vraiment préjudiciable ?

La modulation du nucléaire n’est pas une nouveauté. Elle fait partie de l’ADN du parc français, conçu dès l’origine pour s’adapter à une demande variable. « Couvrir 70 % de la consommation d’un pays avec du nucléaire implique qu’il module », rappelait récemment aux 25 ans de la Commission de régulation de l’énergie Xavier Piechaczyk, président du directoire de RTE. En clair : même sans renouvelables, le nucléaire ne peut fonctionner à pleine puissance toute l’année. Et cela s’est observé avant l’arrivée massive des énergies renouvelables, car la consommation varie entre 30 gigawatts (GW) et 100 GW suivant la saison et le moment dans la journée, principalement température-dépendante.

Depuis trois ans, l’essor du solaire et de l’éolien modifie effectivement le fonctionnement des centrales. EDF doit parfois baisser la puissance de ses réacteurs lors de pics de production renouvelable. Mais ce choix est aussi économique : pourquoi produire à perte lorsque les prix de l’électricité deviennent négatifs ? Produire lorsque les prix de l’électricité sont élevés est aussi intéressant pour EDF.

La modulation des réacteurs nucléaires, ce n’est pas nouveau

Le vrai problème réside moins dans la concurrence entre filières que dans l’inadéquation entre production et consommation. Les usages électrifiés (chauffage, mobilité, industrie) progressent trop lentement. La demande reste atone et l’optimisation du système passe désormais par l’ajustement des usages aux heures de production, grâce aux objets connectés et à la tarification dynamique (évolution des heures pleine et creuse). Un ballon d’eau chaude qui chauffe à midi plutôt qu’à 3 h du matin, c’est autant de marge de manœuvre gagnée pour utiliser l’excédent renouvelable, et ainsi limiter la modulation du nucléaire.

Enfin, pointer du doigt les renouvelables, c’est oublier que ces derniers doivent, eux aussi, s’adapter : les parcs éoliens offshore seront désormais tenus de réduire leur injection lors de prix négatifs, leur prime est versée lorsqu’ils s’arrêtent effectivement de produire.

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L’eau, les briques réfractaires, la céramique, les roches volcaniques ou encore le sable partagent un point commun : leur capacité à stocker la chaleur. Au fil des années, différentes technologies de stockage exploitant chacun de ces matériaux ont vu le jour. Parmi ces initiatives, il y a celle de l’entreprise finlandaise Polar Night Energy, un projet grande échelle utilisant du sable.

En 2022, Polar Night Energy avait inauguré sa toute première batterie de sable commerciale d’une puissance de 100 kW et d’une capacité de 8 MWh dans la ville de Kankaanpää, en Finlande. Nous vous en avions d’ailleurs parlé. Cette fois-ci, dans la municipalité de Pornainen, dans le sud du pays, une version beaucoup plus grande et plus puissante de cette technologie vient d’entrer en opération. La nouvelle installation appartient à Loviisan Lämpö, une société locale spécialisée dans la production et la distribution de chaleur.

La plus grande batterie de sable au monde

Si vous vous demandez à quoi ressemble cette fameuse batterie de sable, il s’agit tout simplement d’une imposante cuve mesurant 13 mètres de haut et 15 mètres de large. À l’intérieur, 2 000 tonnes de sable sont stockées, non pas le type utilisé dans la construction, mais plutôt de la stéatite concassée, un sous-produit provenant d’un grand fabricant de poêles à accumulation de chaleur.

La centrale affiche une puissance de 1 MW pour 100 MWh et devrait alimenter le réseau de chauffage. Grâce à cette capacité, le système peut fournir de la chaleur pendant une semaine entière en hiver, et jusqu’à un mois complet en période estivale. Selon Polar Night Energy, ce dispositif permettra à son client, Loviisan Lämpö, d’abandonner complètement l’utilisation du pétrole. Le projet devrait ainsi réduire les émissions du réseau de chaleur d’environ 160 tonnes de CO₂e par an.

De la chaleur issue du réseau électrique

La chaleur produite provient directement du réseau électrique, qui est à près de 70 % décarboné (43 % d’énergies renouvelables et  26 % de nucléaire). L’électricité est achetée au moment où elle est la moins chère avant d’être transformée en chaleur. La conversion en énergie thermique se fait au moyen d’un système de chauffage par résistance. Ce procédé consiste à générer de la chaleur en faisant passer du courant à travers un matériau conducteur en créant un effet Joule. La chaleur ainsi produite est ensuite diffusée à l’intérieur du silo.

Lors de la phase de « déstockage », la chaleur est tout simplement récupérée grâce à un échangeur thermique, avec une température de sortie autour de 400 °C. La gestion des cycles charge/décharge est assurée par une intelligence artificielle développée par l’entreprise Elisa. « Notre solution, pilotée par l’IA, identifie automatiquement les moments les plus rentables pour charger ou décharger la batterie de sable », a expliqué le vice-président de la société dans un communiqué.

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Un accord-cadre validé le 19 juin par le conseil d’administration d’EDF valide la construction de six réacteurs de type EPR2, annoncée par Emmanuel Macron en 2022, et dont le coût est estimé à environ 70 milliards d’euros.

L’accord sur le financement du nouveau nucléaire conclu entre l’État et EDF repose sur un montage en deux volets. D’abord, un prêt bonifié de l’État couvrira un peu plus de 55 % du coût de construction. Ce prêt, à taux zéro durant toute la phase de chantier, est une aide d’État indirecte pour limiter le coût du capital supporté par EDF pendant les années sans revenus.

Ensuite, l’exploitation des réacteurs sera sécurisée par un contrat pour différence (CfD), qui garantira un prix de vente de l’électricité autour de 100 euros le mégawattheure (€/MWh). Si les prix de marché sont inférieurs, l’État compensera la différence et, si les prix de marché sont au-dessus, EDF devra reverser l’excédent. Ce mécanisme, déjà utilisé pour les renouvelables ou le projet Hinkley Point C au Royaume-Uni, diminue l’exposition d’EDF à la volatilité des prix sur le marché.

EDF vise une rentabilité comprise entre 6 et 8 %. Pour parvenir à cet objectif, l’entreprise devra respecter l’enveloppe cible dépendante de deux variables clés : le calendrier des travaux et la stabilisation du design détaillé de l’EPR2. Le devis consolidé du programme, reporté à fin 2025, devra traduire ces ambitions en coûts fermes.

Un volet lié aux incertitudes dans la construction

Autre avancée de l’accord : la clarification du partage des risques. Il définit qui, de l’État ou d’EDF, assumera les éventuels surcoûts liés à des aléas techniques, des évolutions réglementaires ou un changement de politique énergétique. Cette clause vise à éviter la répétition du scénario Flamanville dont l’allongement des délais de construction ont coûté très cher.

Prochaine étape, la notification du dispositif à la Commission européenne pour validation au titre du régime des aides d’État. Sur le terrain, les préparatifs avancent à Penly et Gravelines (devenu Grand chantier le 20 juin), tandis que la restitution du débat public du Bugey est prévue le 15 juillet.

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Le projet emblématique de mégalopole futuriste saoudienne, NEOM, revoit ses ambitions. Jugé démesuré et miné par les surcoûts, il entraîne dans sa chute le retrait d’EDF, qui devait y construire une centrale hydroélectrique dans des conditions extrêmes. Un projet techniquement fascinant, mais politiquement et éthiquement controversé, qui s’arrête net après plusieurs années de développement.

Le projet NEOM, qui devait être une vitrine du royaume saoudien, réduit drastiquement sa voilure. La « ville-ligne » dystopique The Line, censée s’étendre sur 170 km et culminer à 500 mètres de hauteur, ne devrait finalement faire que 2,4 km de long, selon Bloomberg. Le rêve du prince Mohammed Ben Salmane s’effrite, et avec lui, des pans entiers du projet initial tombent à l’eau — au sens propre pour EDF.

Depuis plusieurs années, 30 à 40 ingénieurs d’EDF Hydro planchaient sur la conception d’une centrale hydroélectrique unique au monde. Le défi était colossal : puiser de l’eau dans la mer Rouge, la dessaler, la pomper sur des kilomètres de dénivelé, pour ensuite produire de l’électricité d’origine hydraulique… dans un pays sans fleuve ni grande rivière.

Un soulagement malgré la perte du projet

Le projet, révélé par Radio France en 2023, vient d’être officiellement abandonné. Un courrier des responsables de NEOM reçu en mars à la direction internationale d’EDF évoque un changement stratégique : l’approvisionnement énergétique de la ville se contentera d’un mix photovoltaïque, éolien et batteries. Plus besoin de centrale hydroélectrique. L’énergéticien français est donc écarté de ce projet qui avait fait polémique dans l’hexagone.

Au centre d’ingénierie d’EDF Hydro, à La Motte-Servolex, les réactions sont contrastées. Si certains ingénieurs déplorent une rupture brutale après plusieurs années de travail, le soulagement prédomine. « C’est une bonne nouvelle, les salariés ne seront plus en porte-à-faux avec ce projet », confie Florian Chollet, délégué CGT, à Radio France. L’initiative, perçue comme un non-sens écologique – une ville du désert avec golf et station de ski – alimentait un profond malaise.  La direction d’EDF n’a pas commenté l’arrêt du contrat.

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Tout aussi capital que la construction des nouveaux réacteurs nucléaires, le projet de restructuration de La Hague commence à se dessiner.

Le projet « Aval du futur », porté par Orano pour assurer la gestion des combustibles nucléaires du futur, se dévoile petit à petit, mais la tâche s’annonce colossale, notamment pour Nicolas Ferrand, directeur du projet. Pourtant, ce dernier a l’habitude des grands projets. En qualité de directeur général de la Solideo, il a eu un rôle clé dans le bon déroulement des Jeux Olympiques de Paris 2024. Désormais, il va devoir guider Orano pour l’un des plus grands chantiers français des prochaines décennies. À l’occasion d’un point d’étape, il a notamment mis en avant l’aspect logistique du projet.

Pour rappel, celui-ci devrait permettre la construction et la mise en service de deux usines et trois piscines de stockage de combustibles nucléaires dans les prochaines décennies sur le site historique de La Hague. Ces nouvelles infrastructures devraient être construites à la place de 46 bâtiments non nucléaires du site de La Hague, aujourd’hui inutilisés.

Du fait de son envergure, le projet devrait nécessiter près de 10 000 ouvriers lors du pic d’activité, entre 2037 et 2047. Or la pointe du Cotentin est déjà particulièrement encombrée, notamment du fait des 5 000 salariés qui se relaient sur le site de la Hague chaque jour. Face à ce défi logistique, Orano envisagerait d’éclater ce chantier à travers tout le département de la Manche et même du Calvados pour ne procéder qu’à l’assemblage des éléments sur le site de la Hague.

Un projet titanesque, dans l’ombre des EPR2

Relativement peu évoqué, en comparaison à la construction des trois paires d’EPR2 qui devraient entrer en construction dans les prochaines années, le projet Aval du futur n’en reste pas moins très important. Celui-ci devrait, en effet, permettre la gestion des combustibles usés du parc nucléaire français pour les prochaines décennies. Ce projet se compose de plusieurs objectifs principaux :

• Prolonger la durée de vie de l’usine de retraitement de la Hague, et de l’usine de Melox  au delà de 2040,
• Créer une nouvelle usine de traitement des combustibles à La Hague d’ici 2045,
• Permettre la fabrication de combustibles MOX,
• Construire trois nouvelles piscines d’entreposage de combustible usé.

Prévu sur le temps long, l’usine de retraitement devrait avoir une durée de vie de 80 ans, et fonctionner au-delà 2120. Si le projet est définitivement validé d’ici 2028 ou 2029, les travaux devraient démarrer en 2031 par la création des trois piscines d’entreposage. L’atelier de MOX devrait être opérationnel à compter de 2040, tandis que le premier module de l’usine de traitement est attendu entre 2045 et 2050. En termes de budget, les premières estimations évoquent une enveloppe de l’ordre de 40 à 50 milliards d’euros.

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