En prise à d’importantes vagues de chaleur, l’Europe centrale doit composer avec le faible niveau du Danube, qui empêche le bon fonctionnement de plusieurs centrales nucléaires. 

Le schönen blauen Donau (Le « Beau Danube Bleu », ndlr), a perdu de sa splendeur depuis quelques semaines. Du fait d’épisodes de sécheresses intenses, le plus long fleuve d’Europe (après la Volga) est à un niveau historiquement bas. La situation est telle que la Serbie a été contrainte de réduire drastiquement la production de ses deux centrales hydroélectriques Djerdap 1 et 2. Ces dernières ne produisent fonctionnement qu’à 20% et 30% de leurs capacités.

Ce n’est pas tout. Plus en amont, en Hongrie, la seule centrale du pays est quasiment à l’arrêt puisqu’un seul réacteur sur les quatre est encore en service, et son maintien en service est conditionné à la météo des prochains jours. C’est la première fois en 44 ans que la centrale Paks se retrouve dans une telle situation, malgré les importantes vagues de sécheresses de 1985 et 2003.

Pour finir, en Roumanie, c’est le fonctionnement de la centrale de Cernavoda qui est compromis. D’ailleurs, dans l’espoir d’améliorer la situation, l’armée roumaine est allée jusqu’à détruire à l’explosif un rocher présent dans le lit du fleuve, et accusé d’empêcher le bon écoulement de l’eau vers les dispositifs de refroidissement de la centrale nucléaire. Le Premier ministre roumain a d’ailleurs appelé ses habitants à réduire leur consommation d’électricité en soirée, pendant les pics de consommation.

La souveraineté énergétique européenne mise à mal par le climat

Il y a quelques semaines, la crise du Détroit d’Ormuz révélait le manque d’indépendance énergétique de l’Europe, en particulier à cause des énergies fossiles. Cette fois, des conditions météorologiques extrêmes illustrent le potentiel manque de résilience du Vieux Continent au monde de demain. Au-delà des inquiétudes autour du niveau d’eau du Danube, les épisodes de sécheresses ont des conséquences dramatiques avec notamment plusieurs pays européens ayant dépassé les 40°C dès le mois de juin. D’ailleurs, les fortes chaleurs impactent directement le rendement des parcs éoliens à cause d’un air moins dense. Une étude de CarbonBrief a notamment relevé une baisse de production de 30% à 50% de l’éolien pendant les vagues de chaleur. En juin 2026, la part de l’éolien dans le mix électrique du Royaume-Uni est même passé de 30% à 15% selon Octopus.

Les feux de forêt se multiplient en Espagne, au Portugal ou dans le sud de la France. Certaines données tendent même à montrer que la fumée de ces incendies limite l’irradiation solaire et donc la production d’électricité solaire.

Si en France, la situation énergétique est beaucoup moins tendue, rappelons tout de même que les centrales nucléaires sont fréquemment bridées, voire arrêtées à cause de problèmes environnementaux. À l’heure où nous écrivons ces lignes, la centrale de la Chooz est à l’arrêt à cause de la baisse du niveau de la Meuse, tandis qu’un réacteur a également été stoppé à Cattenom. Quatre autres réacteurs tournent au ralenti à cause des fortes chaleurs.

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Depuis le mois d’avril, c’est officiel : la France met le cap sur l’électrification pour atteindre ses objectifs de décarbonation. Pour parvenir à électrifier le secteur du bâtiment, un institut propose une série de mesures concrètes censées rendre accessibles les objectifs de la nouvelle Stratégie nationale bas carbone 3. 

Le gouvernement présentait en grandes pompes, le 23 avril dernier, son grand plan d’électriification du pays avec un objectif simple : accélérer la transition énergétique tout en réduisant sa dépendance aux énergies fossiles.

Parmi les challenges de cette électrification figure l’enjeu du secteur du bâtiment, et en particulier du chauffage. Aujourd’hui, le chauffage des bâtiments représente 55% de la consommation de gaz naturel en France, 77% de la consommation de bois et 8% de la consommation de produits pétroliers. L’État a bien mis en place des objectifs sur le sujet et des pistes d’électrification. Par exemple, aucun bâtiment neuf ne pourra consommer de gaz à l’horizon 2030 et les chauffages au gaz ne pourront pas être conservés avec les rénovations d’ampleur. Mais selon TerraWater, ce n’est pas suffisant. L’institut a mené une longue analyse autour de l’électrification des bâtiments en France, et propose 20 mesures pour rendre les objectifs de la SNBC3 atteignables.

Les chaudières gaz, colonne vertébrale du chauffage en France

Pour proposer un schéma d’électrification cohérent du secteur du bâtiment, TerraWater en a d’abord dressé le portrait actuel, avec notamment l’impact du chauffage sur la consommation énergétique française. En 2023, le chauffage représentait 359 TWh d’énergie, l’eau chaude sanitaire 62 TWh et la climatisation 24 TWh. La production de chaleur est encore largement carbonée malgré une part des chauffages électriques historiquement plus élevée en France que chez ses voisins européens.

De ce fait, la production de chaleur des bâtiments est assurée à 28% par les chaudières gaz, et à 11% par les chaudières au fioul et au GPL. La biomasse joue un rôle prépondérant avec 18% de part de production de chaleur.

Côté électrique, la combinaison des radiateurs électriques et des pompes à chaleur représente moins du tiers de la production totale (28%).

20 propositions pour électrifier les logements français

Les propositions faites par l’institut sont groupées sous 4 grandes thématiques.

La mobilisation de gisements d’électrification rapides

• 300 000 chaufferies à hybrider avec un appoint électrique,
• Décret tertiaire : introduire une incitation à l’électrification,
• Mettre fin au remplacement pièce-à-pièce des chaudières fossiles,
• Appliquer le modèle CEE « Coup de pouce aux Véhicules Particuliers Électriques » aux pompes à chaleur,
• Améliorer l’effet de levier et le coût de financement des aides à l’achat de PAC,
• Adapter le cadre légal pour faciliter l’installation de pompes à chaleur en toiture des immeubles collectifs.

En résumé, TerraWater propose d’abord de renforcer l’incitation au passage à la pompe à chaleur, tout en facilitant ce déploiement notamment dans les immeubles collectifs. L’idée est également de mettre fin aux situations d’urgence qui conduisent à un choix non réfléchi vers les énergies fossiles. Enfin, l’hybridation des chaufferies de moins de 15 ans permettrait de réduire l’impact environnemental des installations qui ont encore de nombreuses années de vie devant eux.

L’adoption d’une évaluation plus pertinente de la rénovation énergétique

• Conditionner le maintien de chaque dispositif de soutien public à un critère de suivi et de maîtrise des coûts d’abattement,
• DPE : Dissocier la réalisation du diagnostic et la génération de l’attestation,
• Définir la notion de « bâtiment à émissions nulles » en droit français ,
• Renforcer la transparence des gestionnaires de réseaux,
• Mise en place d’une comptabilité dédiée aux énergies renouvelables ambiantes.

Cet ensemble de mesures vise à faciliter le suivi de cette électrification. Le DPE est une nouvelle fois au coeur des enjeux mais avec ici une proposition particulièrement pertinente. La dissociation du diagnostic et de son attestation permettrait une mise à jour régulière du DPE d’un logement sans refaire systématiquement le diagnostic. Rappelons qu’il vient d’être mis à jour pour favoriser l’électricité.

L’évolution du marché des pompes à chaleur

• Renforcer la transparence sur les performances réelles et les fonctionnalités des PAC
• Créer un Rendu Standardisé de Faisabilité PAC, sur le principe du Rendu Standardisé d’Etude Thermique déjà existant
• Réformer l’usage des normes de dimensionnement des systèmes de chauffage et refroidissement
• Créer un « Challenge industriel » pour la filière française et européenne des pompes à chaleur
• Créer un AAP dédié aux technologies émergentes de pompes à chaleur

Sans surprise, TerraWater compte énormément sur les pompes à chaleur pour électrifier le chauffage. Néanmoins, l’institut souhaite renforcer la confiance des utilisateurs dans cette filière en gommant des défauts souvent mis en avant : manque de transparence sur les performances, durée de vie inférieure aux chaudières fossiles, contre performance de certains modèles et/ou défauts d’isolation acoustique. Cette évolution devrait passer par une filière française et européenne compétitive.

La responsabilisation des propriétaires et des collectivités locales

• Mettre les données de comptage des réseaux de distribution au service de l’électrification
• Mettre en place un registre des livraisons de fioul et gaz liquéfiés par point de livraison (par adresse)
• Renforcer les obligations de transparence des réseaux de chaleur sur leur facteur d’émission à l’horizon 2030, 2035, 2040
• Décliner les objectifs d’électrification par territoire / collectivité locale

Pour finir, TerraWater propose plusieurs mesures destinées à aider les propriétaires et collectivités locales à se positionner en faveur de l’électrification grâce à une meilleure connaissance de la distribution des énergies fossiles.

Avec ces mesures, TerraWater souligne l’importance d’accompagner les objectifs d’électrification par des solutions techniques établies, mais également un cadre légal qui facilite cette transition. Enfin, ce travail met en évidence l’idée que les utilisateurs doivent s’y retrouver d’un point de vue confiance, et d’un point de vue économique.

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Bien connues des passionnés d’Urbex, mais aussi d’Histoire, certaines centrales nucléaires européennes n’ont jamais vu passer le moindre combustible nucléaire, et n’ont jamais produit le moindre électron. Voici pourquoi. 

La plus célèbre de ces centrales arrêtées avant même d’avoir démarré est peut-être celle de Kalkar, dans l’ouest de l’Allemagne. Ce site témoigne d’une volonté commune de l’Allemagne, de la Belgique, des Pays-Bas et du Royaume-Uni d’apprivoiser la technologie des surgénérateurs. Le site devait donc accueillir un réacteur SNR-300 d’une puissance électrique de 327 MW. La construction de ce réacteur à neutrons rapides refroidi au sodium débute en 1973. Terminée en 1986, la centrale ne démarre pas et est abandonnée en 1991. En Autriche, on retrouve une situation similaire. Le pays veut se doter de sa première centrale nucléaire à Zentendorf. Commence alors la construction d’un réacteur à eau bouillante de 730 MWe en 1972. Mais le réacteur est finalement abandonné en 1978 avant même sa mise en service.

Plus au sud, en Espagne, la construction de la centrale nucléaire de Lemoiz est démarrée en 1972, mais finalement abandonnée en 1984. Pourtant, les deux réacteurs sont parfaitement opérationnels au moment de cette prise de décision. Enfin, en Italie, la construction de la centrale de Montalto di Castro est stoppée à plus de 70% d’achèvement en décembre 1987.

Mouvements écologiques et incidents nucléaires

Si on pourrait attribuer cette épidémie de centrales nucléaires abandonnées à l’incident de de Three Miles Island et à la catastrophe de Tchernobyl, on constate en réalité une vague de contestation qui traverse l’Europe un peu plus tôt, au milieu des années 70. Ainsi, la construction de la centrale de Kalkar est jalonnée de manifestations. On comptera même 40 000 manifestants dans les rues de Kalkar en 1977, avant que l’accident de Tchernobyl ne repousse indéfiniment son démarrage.

En Espagne, des manifestations spectaculaires ont lieu autour de la construction de la centrale de Lemoiz, non loin de Bilbao. En 1978, près de 150 000 personnes viennent faire opposition au chantier. À partir de 1979, les événements prennent une tournure tragique quand une manifestante est abattue par une policier, puis quand l’organisation ETA enlève et assassine l’ingénieur en chef de la centrale en 1981.

Rappelons que pendant cette période, des manifestants se réunissent en masse dans la petite commune bretonne de Plogoff pour s’opposer à la construction d’une nouvelle centrale nucléaire.

Du côté de l’Autriche et de l’Italie, les événements se déroulent de manière moins brutale. En Autriche, lors d’un référendum, le peuple autrichien s’oppose au démarrage de la centrale de Zentedorf, avant que le parlement ne vote une loi de non-utilisation de l’énergie nucléaire. En Italie, c’est également un référendum qui vient à bout de la centrale Montalto di Castro, presque au lendemain de la catastrophe de Tchernobyl. À l’époque l’Italie est pourtant la troisième puissance nucléaire mondiale. Ce référendum marquant la fin du nucléaire en Italie, le site accueille par la suite une centrale thermique de 3,6 GW de puissance, qui fera polémique pour ses coûts de fonctionnement astronomiques et ses émissions, avant d’être arrêtée en 2019.

Certains pays reviennent tout de même au nucléaire

Près de 50 ans après cette vague anti-nucléaire qui a secoué l’Europe, le paysage énergétique européen a beaucoup changé. Il est intéressant de noter que face à l’urgence climatique et aux enjeux de décarbonation, le nucléaire se positionne désormais du côté de l’écologie, malgré ses nombreuses problématiques notamment au niveau de la gestion des déchets.

De ce fait, plusieurs pays envisagent de nouveau de recourir au nucléaire. Par exemple, l’Italie travaille sur un projet de loi pour permettre un retour du nucléaire et envisage la construction de nouveaux réacteurs. Si l’Espagne s’était en partie détournée du nucléaire en envisageant de fermer toutes ses centrales, elle montre un nouvel intérêt sur le sujet avec la possible prolongation de ses réacteurs actuels. Enfin, si l’Allemagne est officiellement sortie du nucléaire, elle affiche une position moins opposée que par le passé.

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C’est une première mondiale. À Gand, en Belgique, la société BeHydro vient de faire certifier un moteur fonctionnant exclusivement à l’hydrogène par la société de classification Lloyd’s Register. Cette annonce marque une étape importante vers la décarbonation du secteur maritime, responsable de 3% des émissions de CO2 de la planète.

C’est l’entreprise BeHydro qui est à l’origine de cette première mondiale. L’entreprise belge a été lancée en 2020 par les sociétés Anglo Belgian Corporation (ABC) et CMB.TECH, avec pour mission de mettre au point une motorisation hydrogène adaptée au secteur maritime. Pour atteindre cet objectif, l’entreprise a d’abord fait certifier un moteur bicarburant en 2023, aussi bien capable de fonctionner au gazole qu’à l’hydrogène. Ce moteur, qui permet de réduire largement la consommation d’énergies fossiles d’un navire, équipe déjà deux remorqueurs. Le premier, appelé Hydrotug 1, navigue dans les eaux du port Anvers-Bruges et embarque une réserve de 415 Kg d’hydrogène à son bord sous forme de bouteilles. Le deuxième, fabriqué au Japon, stocke 250 kg d’hydrogène dans des réservoirs haute pression, et équipé de deux moteurs V12 de 4400 chevaux.

Selon les versions, le nouveau moteur développé par BeHydro, cette fois 100% hydrogène, pourra afficher des puissances comprises entre 1200 et 3580 chevaux. Il se destine aux remorqueurs, bateaux-pilotes et autres navires de servitude. Il permettra ainsi aux ports de réduire leurs émissions de CO2 grâce à des bateaux fonctionnant avec 100% d’hydrogène.

Une solution encore imparfaite

En matière de propulsion, l’hydrogène est souvent utilisé sous forme d’une pile à hydrogène associée à des moteurs électriques. BeHydro a choisi une autre direction en concevant un moteur à combustion interne, qui fonctionne de la même manière qu’un moteur essence ou diesel. En revanche, ce moteur a été spécialement conçu pour prendre en compte les particularités de l’hydrogène, à savoir une très grande plage d’inflammabilité, une tendance à chauffer rapidement ou encore des risques de pré-allumage.

Pour l’heure, la propulsion hydrogène n’est pas adaptée à des navires de plus grande taille ou de plus grande autonomie, car le stockage de l’hydrogène reste un défi à surmonter. Dans des conditions atmosphériques normales, l’hydrogène affiche un très petite masse volumique, ce qui le rend difficile à stocker et transporter. Pour résoudre ce problème, il existe trois solutions : le refroidir à -254°C pour le liquéfier, le comprimer à plus de 350 bar, ou le stocker sous forme d’ammoniac. Ces trois pistes sont étudiées, mais soulèvent de nombreux défis techniques.

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C’est une excellente nouvelle pour la filière française de l’éolien offshore. BW Ideol et NGE viennent d’annoncer un partenariat pour construire une usine à fondation flottante sur le site dédié de Fos-sur-Mer. L’installation doit être mise en service d’ici 2030. 

Les ports français continuent de s’organiser pour soutenir le développement de l’éolien offshore au large des côtes françaises et même au-delà. Du côté de Port-la-Nouvelle ou de Brest, les aménagements prévus devraient permettre l’assemblage d’éoliennes offshore. À Fos-sur-Mer, la plateforme industrielle DEOS sera principalement dédiée à la fabrication de flotteurs.

D’ailleurs, BW Ideol et NGE envisagent un investissement de 200 millions d’euros pour la construction d’une usine de flotteurs en béton, d’une superficie de 30 hectares pour 400 mètres linéaires de longueur de quai. Cette usine devrait permettre la construction de 30 fondations flottantes par an, soit l’équivalent de 500 MW. Au total, 1300 emplois devraient être créés pour l’occasion.

Il n’est pas impossible que d’autres projets de construction de fondations d’éoliennes émergent sur la plateforme de 120 hectares de Fos-sur-Mer. Si l’ensemble devait d’abord accueillir toutes les étapes de construction et d’assemblage d’éoliennes flottantes, la proximité de la base aérienne 125 d’Istres limite la hauteur des structures sur le site à 190 mètres. On retrouvera donc principalement des infrastructures dédiées aux fondations flottantes d’éoliennes.

La technologie Damping Pool

Cette nouvelle usine, répondant au nom de Fos3F, permettra la construction de flotteurs de type Damping Pool déjà déployés en France par BW Ideol. C’est cette technologie de flotteur qui équipe Floatgen, la toute première éolienne flottante française située au large du Croisic. Une deuxième unité avait été déployée en 2018 dans la mer du Japon. Ces deux éoliennes, toujours en fonctionnement, affichent une puissance respective de 2 MW et 3 MW.

Ce type de flotteur, construit en acier ou en béton, prend la forme d’un carré avec un puits central. Quand de la houle met le flotteur en mouvement, l’eau située dans le puits se met également en mouvement, mais avec un décalage. C’est ce mouvement d’eau en décalage avec le roulis et le tangage du flotteur qui en réduit les oscillations.

Grâce aux données récupérées avec les deux premiers prototypes, cette technologie a plus récemment été déployée sur le parc EOLMED au large de Port-La-Nouvelle. Ce parc, composé de 3 éoliennes de 10 MW, génère de l’électricité depuis avril dernier.

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13 km de galeries, 450 forages, 15 milliards de dollars engloutis mais pas un gramme de déchet radioactif stocké. Voilà le triste bilan du centre américain de stockage des déchets radioactifs en couche géologique. Arrêté après presque 30 ans de développement, ce projet illustre la difficulté de mener à bien une solution de gestion des déchets radioactifs à long terme. 

Si on ne cesse de trouver de nouvelles méthodes de production d’énergie à partir de la fission nucléaire, la gestion des déchets qui en résulte reste un immense casse-tête. En France, le projet Cigéo suit son cours, et devrait permettre le stockage des déchets de haute activité et à longue vie. Mais aux États-Unis, la situation est au point mort depuis 2010, lorsque l’administration américaine a retiré la demande de licence du Cigéo américain, situé en plein cœur du Nevada.

Pourtant, tout avait bien commencé. En 1982, les États-Unis votent le Nuclear Waste Policy Act, un texte de loi qui impose de trouver un site destiné à enterrer définitivement les déchets les plus radioactifs des centrales civiles et des programmes militaires américains. Au départ, 9 sites sont en lice pour accueillir ce projet. En 1987, c’est finalement la Yucca Mountain qui est choisie comme site de dépôt national permanent de déchets nucléaires. Les principales raisons de ce choix sont liées à l’éloignement du site des grandes villes, au climat particulièrement rude et à la géologie du site jugée stable.

Opposition des autochtones et élus locaux

Située dans le désert des Mojaves, Yucca Mountain a été formée par les roches éjectées d’un volcan désormais éteint. De ce fait, elle est constituée d’un tuf volcanique considéré comme dense et peu poreux. Le projet prévoit le stockage des fûts de déchets à 280 m sous le sommet de la montagne. Officiellement, 15 milliards de dollars sont dépensés pour développer ce dépôt, donnant lieu à la création de 13 km de galeries et à la réalisation de 450 forages. Le développement du projet aboutit à une demande de licence auprès de la Nuclear Regulatory Commission (NRC) en 2008.

En parallèle, le projet subit d’importantes critiques, en particulier des élus locaux et de communautés autochtones. Le transit de plusieurs convois ferroviaires nucléaires par jour pendant plusieurs dizaines d’années fait partie des principales sources d’inquiétudes. Ce n’est pas tout : le projet divise même au sein de la NRC pour des raisons économiques et de calendrier. Finalement, ces nombreuses tensions ont raison du projet, qui est gelé par l’administration Obama en 2010, puis complètement arrêté par la NRC en 2011.

Les éternels sites de stockage provisoires

Il semble que les États-Unis se dirigent désormais vers une solution décentralisée, avec des sites de recherche et développement dédiés au cycle de vie du nucléaire. Néanmoins, la situation reste problématique car les déchets radioactifs s’accumulent dans des centres de stockage provisoires proches de la saturation. Les déchets sont même stockés sur des sites arrêtés ou en cours de démantèlement. C’est le cas de la centrale californienne de San Onofre. Arrêtée en 2012, et soumise à un fort risque sismique, elle abrite 536 tonnes de déchets radioactifs.

La situation américaine n’est pas unique, et témoigne parfaitement des difficultés associées à la gestion des déchets radioactifs. Au-delà des défis techniques et technologiques, le maintien d’un projet coûteux mais pas lucratif sur le temps long constitue peut-être le plus gros défi. Il faut, en effet, pouvoir garder un cap défini durant plusieurs dizaines d’années malgré les changements politiques et les coupes budgétaires.

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Les consommations très élevées en carburant des bateaux de plaisance sont peut-être de l’histoire ancienne. Une entreprise française est parvenue à concevoir un catamaran 100% électrique, qui ne rejette donc pas de CO₂ à l’utilisation. Son secret ? Un toit couvert de panneaux solaires. 

Le secteur des transports et loisirs maritimes fait partie des challenges les plus difficiles à résoudre de la transition énergétique. Et si des solutions commencent à émerger pour le transport maritime à grande échelle, il existe encore très peu d’initiatives pour rendre les navires de plaisance plus propres. C’est à ce défi qu’a décidé de s’atteler Millikan Boats. L’entreprise, née en Normandie en 2022, travaille à réinventer l’expérience de la navigation en la rendant silencieuse et décarbonée.

Les quatre dernières années de recherche ont abouti à la présentation du Millikan M9, puis il y a quelques mois, du M10. Il s’agit d’un catamaran électrosolaire de presque 10 mètres de long, qui n’embarque aucun moteur thermique. D’un point de vue conception, le navire est d’abord ultra-léger puisqu’il affiche 3,5 tonnes sur la balance en ordre de marche. À titre de comparaison, le Aventura 10 Power, rare catamaran à moteur de la même catégorie (10 mètres), pèse 6,4 tonnes. Ce poids plume est rendu possible par sa conception et par l’utilisation de matériaux connus pour leur légèreté aussi bien pour la structure que pour l’aménagement, avec l’aluminium pour la structure du toit ou le liège pour le parement des meubles des cabines.

Une centrale solaire de 6 kWc sur le toit

C’est d’ailleurs sur ce toit qu’est cachée toute la particularité de ce catamaran. Il est, en effet, couvert de panneaux photovoltaïques pour permettre un chargement presque permanent des batteries. Même certaines parois latérales équipées de panneaux solaires peuvent être relevées à l’horizontal, portant la puissance totale à 6 kWc. Côté batterie, le bateau est doté de 41 kWh de capacité, qui peuvent être augmentés à 61,5 kWh.

Cette association panneaux/batteries confère au bateau une autonomie de 100 miles nautiques (185 km) à une vitesse de croisière de 8 nœuds (14,8 km/h). À seulement 5 nœuds, lorsque la météo le permet, le catamaran possède même virtuellement une autonomie illimitée puisque les panneaux produisent plus que la puissance demandée par les moteurs.

Le transport maritime : un secteur extrêmement difficile à décarboner

Il faut reconnaître qu’avec ces 8 nœuds de vitesse de croisière, le Millikan M10 n’est pas une référence en termes de performance. Cela représente une vitesse normalement réservée aux voiliers, tandis que les bateaux à moteur dépassent souvent allègrement les 20 nœuds. Néanmoins, le résultat énergétique reste très impressionnant, car dans le monde du bateau de plaisance, les consommations sont souvent spectaculaires.

Pour avoir un ordre de grandeur, on considère souvent qu’un moteur de bateau essence consomme, en litre par heure, ⅓ de sa puissance. Un bateau de 300 chevaux va donc consommer aux alentours de 100 litres par heure (!). Pour les motorisations diesel, on parle d’un cinquième de la puissance.

En l’état, il est donc quasiment impossible de rivaliser avec l’essence ou le diesel sans se retrouver avec une autonomie quasi nulle. Pour l’heure, les solutions de décarbonation sont principalement réservées à la vie à bord avec la mise en place de panneaux solaires, en particulier sur les voiliers. Il existe également des solutions d’hydrogénération qui ont l’avantage de fonctionner peu importe la météo, mais qui ont l’inconvénient d’avoir un impact négatif direct sur la vitesse du navire.

Mais avec ce M10, les chantiers Millikan de Caen ouvrent la voie à une nouvelle catégorie de bateaux qui rendent possible d’associer environnement et plaisance.

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Par bien des aspects, l’architecture des turbines à axe horizontal parait peu adaptée à un déploiement offshore à cause des contraintes imposées aux flotteurs. Faute de mieux, c’est pourtant cette technologie que l’on retrouve installée un peu partout dans le monde, à l’image des trois projets français déployés en Méditerranée. Au Japon, un consortium industriel est parti d’une feuille blanche pour réinventer l’éolien en mer, en espérant en faire baisser le coût. 

Dans la baie d’Iki, à l’ouest du Japon, on peut désormais observer une éolienne flottante qui ne ressemble en rien aux turbines actuelles. Il s’agit d’un prototype d’éolienne à axe vertical, d’une puissance de 20 kW pour un diamètre de turbine de 9,3 m. Développé par un consortium industriel japonais, appelé FAWT (Floating Axis Wind Turbine), il doit valider la faisabilité technique d’une telle architecture avant de passer à un prototype plus imposant.

Techniquement, cette éolienne se compose d’un flotteur cylindrique qui tourne simultanément au rotor vertical. L’ensemble est légèrement incliné, de l’ordre de 20° en fonction de la vitesse du vent, pour améliorer la production. Ce dessin a pour principal avantage d’abaisser le centre de gravité de la structure émergée. Les contraintes mécaniques exercées sur le flotteur étant moins importantes, ce dernier peut être réduit, ce qui le rend moins onéreux.

Redéfinir les éoliennes selon les contraintes de la mer

Avec ce projet d’éolienne verticale, le consortium japonais veut revisiter le concept d’éolienne offshore pour ne pas le réduire à une extension des éoliennes terrestres. Ici, l’éolienne est redéfinie en fonction des contraintes que l’on retrouve au large. C’est d’autant plus important pour le Japon que le pays est en retard sur le déploiement de capacités de production d’énergie renouvelable. Néanmoins, il a le désavantage de n’avoir que très peu de zones côtières peu profondes. Ce projet vise donc à accélérer le déploiement de l’éolien offshore, tout en favorisant la création d’une filière industrielle nationale.

Cette fois, c’est la bonne ?

Reste à savoir si ce projet dépassera réellement le stade du prototype. Sur le papier, le principe de l’éolienne à axe vertical multiplie les avantages. De nombreuses startups ont eu l’ambition de révolutionner l’éolien offshore avec des turbines à axe vertical, mais pour le moment, aucune n’a atteint le stade de la commercialisation. C’est vrai pour World Wide Wind, SeaTwirl ou encore Nenuphar.

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L’usine Melox d’Orano va avoir de la concurrence. La startup Newcleo travaille à la construction d’une usine de production de MOX pour alimenter ses futures SMR. Après avoir trouvé un terrain à proximité de la centrale de Nogent-sur-Seine, l’entreprise vient de recevoir un avis favorable de la part de l’ASNR. Objectif de mise en service : 2030. 

La startup franco-italienne Newcleo continue son développement sur le territoire français. Il y a quelques mois, elle annonçait notamment le lancement du débat public pour la construction du LFR-AS-30, un réacteur à neutrons rapides refroidi au plomb de 30 MWe. Situé près de la centrale de Chinon, ce réacteur aura la particularité d’utiliser du MOX, un combustible nucléaire constitué de matières radioactives recyclées.

Dans la continuité de ses réacteurs à neutrons rapides, la startup ambitionne désormais de construire une usine de production de MOX en France, et elle vient de trouver le terrain qui l’accueillera. La future usine sera située à Pont-sur-Seine, dans l’Aube, à une dizaine de kilomètres à l’est de la centrale nucléaire de Nogent-sur-Seine et de ses deux réacteurs de 1300 MWe. Le projet, estimé à 1,8 milliard d’euros, devrait engendrer la création de plus de 800 emplois à moyen terme et même 1700 emplois sur le long terme. Newcleo espère la mise en service d’une première ligne de production d’ici 2030. Deux lignes supplémentaires pourraient ensuite être mises en service d’ici 2040.

D’ailleurs, le développement de l’usine est en bonne voie puisque l’ASNR vient de donner son avis sur le projet, et a indiqué que « les dispositions relatives à la démonstration de sûreté que retient Newcleo au stade d’options de sûreté sont satisfaisantes ».

Newcleo veut conquérir l’Amérique

Au total, ce sont donc 3 milliards d’euros que la startup compte investir en France avec cette usine de production de MOX, son prototype de réacteur ainsi que son centre de R&D et de formation, situé à Chusclan près de Marcoule.

L’ambition de l’entreprise dépasse même les frontières européennes. Il y a quelques mois, une procédure a été engagée auprès de la Nuclear Regulatory Commission (NRC) pour faire homologuer à la fois son réacteur refroidi au plomb, mais aussi son usine de production de MOX. En se tournant vers les États-Unis, Newcleo espère trouver de nouveaux investisseurs pour accélérer son développement. Pour réussir cette incursion en terre américaine, l’entreprise s’est associée à Oklo, une startup californienne pendant un temps présidée par Sam Altman.

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L’échauffement des rivières par les réacteurs nucléaires n’est pas une fatalité, la centrale de Civaux en est le parfait exemple. Mise en service à la fin des années 90, cette centrale de 2990 MWe de puissance est équipée d’un système de refroidissement spécifique qui permet d’éviter l’échauffement de sa source froide : la Vienne. Cette solution devrait inspirer EDF pour adapter le reste de son parc nucléaire au réchauffement climatique. 

Qui dit canicule, dit gestion plus complexe des réacteurs nucléaires pour EDF. Si les fortes chaleurs n’ont quasiment aucun impact sur leur fonctionnement, la gestion de leurs sources froides peut devenir problématique pour les réacteurs situés à proximité de fleuves ou de rivières. En temps normal, de l’eau est prélevée de ces cours d’eau, utilisée pour évacuer la chaleur liée aux réacteurs, puis restituée à une température supérieure.

En cas de forte chaleur, l’eau restituée dépasse les limites réglementaires qui ont été fixées pour réduire les impacts sur les milieux aquatiques. C’est pour cette raison que depuis quelques semaines, EDF doit régulièrement arrêter certains réacteurs.  Actuellement, trois réacteurs sont encore indisponibles, à savoir le réacteur n°2 de Golfech, le réacteur n°3 de Bugey ou encore le réacteur n°2 de Chooz. D’ailleurs, pour la centrale de Golfech, située dans le Tarn-et-Garonne, la durée de l’arrêt est un record pour des raisons environnementales.

Un système qui protège les rivières françaises

D’un point de vueréglementaire, la centrale nucléaire de Civaux, située le long de la Vienne, ne fait pas exception. Ses rejets ne doivent pas échauffer la rivière de plus de 2°C entre l’amont et l’aval, si la température de cette dernière est inférieure à 25°C. Si elle est supérieure à 25°C, ce delta de 2°C tombe à 0°C. D’ailleurs, la Vienne a la particularité de présenter un débit irrégulier avec des crues régulières en hiver, et débit faible l’été.

Néanmoins, cette centrale, qui est l’une des plus récentes du parc d’EDF, dispose de plusieurs avantages à ce sujet. D’abord, elle est équipée des deux tours aéroréfrigérantes les plus hautes de France, avec 178 mètres. Le système a été dimensionné dès sa conception pour prendre en compte les irrégularités de la Vienne. De ce fait, on y trouve un système de refroidissement additionnel qui permet de mieux refroidir l’eau restituée, par l’intermédiaire de 4 petites tours aéroréfrigérantes. Celui-ci confère également à la centrale une autonomie de refroidissement 10 jours sans prélèvement dans la Vienne.

Dans un récent reportage de France Info, Christophe Rieu, directeur du site, explique que la centrale peut produire « à pleine puissance, canicule ou pas, sans aucun impact sur l’environnement ». Le jour de ce reportage, l’eau prélevée affichait une température de 26,77°C, tandis que l’eau rejetée n’était à 22,57°C.

Un système applicable aux autres centrales françaises ?

Face à des épisodes de canicule de plus en plus fréquents, EDF travaille à l’adaptation de ses réacteurs nucléaires situés en bords de cours d’eau. L’électricien envisage d’investir près de 8,7 milliards d’euros sur les quinze prochaines années sur ce sujet. La reproduction de solutions comparables de celle de Civaux est une piste à envisager pour limiter l’arrêt des réacteurs sans nuire à la biodiversité aquatique des fleuves et rivières concernées. Elle pourrait par exemple être déployée à Golfech, située le long de la Garonne, et arrêtée depuis le 9 juillet à cause des températures.

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En pleine crise des énergies fossiles, l’électricité joue les rôles de valeur refuge. Mais malheureusement, même la fée électrique voit son tarif augmenter à partir du 1er aout. 

Bercy avait pourtant promis le contraire, en décembre 2025. Le tarif de l’électricité va bien augmenter au 1er août prochain, suite aux recommandations de la Commission de régulation de l’énergie (CRE). Le gouvernement a ainsi indiqué qu’il « donnera suite à la proposition de la Commission de régulation de l’énergie, qui doit notamment permettre d’investir dans le maintien de capacités de production pour la saison hivernale et l’entretien de nos réseaux publics d’électricité, dont chacun a pu mesurer l’importance lors des épisodes de chaleur extrême ».

Comprenons donc que cette hausse est principalement liée à l’augmentation du Tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE). Elle devrait répondre aux besoins d’investir dans le maintien de capacités de production pour la saison hivernale, ainsi que l’entretien des réseaux publics d’électricité. Comme l’indique le gouvernement, ce dernier a été mis à mal par les fortes chaleurs. Sous les trottoirs, la température peut atteindre les 80°C, détériorant ainsi les vieux câbles qui finissent par provoquer des court-circuits.

Heureusement, l’augmentation est modeste, puisqu’on parle de 2,5%. Cela représente une hausse d’environ 26€ TTC par an pour un foyer consommant 4,5 MWh/an. Au 31 mars 2026, on comptait 29,37 millions de clients résidentiels abonnés au TRVE, contre 19,75 millions fin septembre 2025.

Une nouvelle organisation depuis le 1er janvier

La promesse d’un tarif stable de l’électricité n’aura donc pas duré. Il faut dire que depuis le début de l’année, les changements sont nombreux, notamment avec la fin de l’Arenh et le début du nouveau mécanisme qui encadre le prix de la production nucléaire : le VNU.

À cette modification s’ajoutent des réflexions profondes sur l’adaptation du réseau aux énergies renouvelables qui sollicitent de manière totalement différente le réseau électrique par rapport aux centrales plus traditionnelles. Rappelons qu’au 1er février 2026, le prix de l’électricité avait bien baissé, mais de seulement 0,83%.

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Le secteur des SMR bouillonne aux USA. Portés par une politique gouvernementale extrêmement favorable, les projets se multiplient, à l’image de celui porté par une jeune startup floridienne portant le nom d’AMPERA. Au programme : de l’impression 3D, du thorium et un réacteur pas plus gros qu’un conteneur maritime. 

Le secteur des SMR continue d’être porté par des acteurs privés qui ont l’ambition de démocratiser le nucléaire, grâce à des technologies de plus en plus accessibles.  C’est dans cette dynamique qu’on retrouve AMPERA. Encore inconnue il y a peu, cette startup floridienne a pris très au sérieux la notion d’industrialisation et imagine ses micro-réacteurs comme des « modules d’énergie » de la dimension de conteneurs maritimes, qui pourraient être expédiés un peu partout dans le monde. Ces modules se destinent à l’alimentation data center, de navires ou encore de sites isolés.

D’un point de vue technique, le micro-réacteur développé par AMPERA a plusieurs particularités qui le distinguent des autres technologies de SMR. D’une puissance comprise entre 15 et 30 MWe, il utilise du thorium comme combustible primaire, sous la forme de particules TRISO. Surtout, il fonctionne à un régime subcritique. Comprenez que son noyau ne peut générer par lui-même une réaction en chaîne. De ce fait, le réacteur est équipé de générateurs de neutrons externes qui fournissent en continu la quantité de neutrons nécessaires pour bombarder le thorium et en faire de l’uranium fissile. Cette technologie à générateur de neutrons permet non seulement de moduler facilement la puissance du réacteur, mais également de lui offrir une grande réactivité tout en conservant un haut niveau de sûreté.

L’impression 3D au coeur de l’industrialisation du procédé

En parallèle, AMPERA a imaginé son réacteur comme un conteneur maritime scellé pour une trentaine d’années, ce qui signifie qu’il ne nécessite aucun rechargement de combustible et aucune gestion des déchets durant cette période. D’ailleurs, la startup travaille à la mise au point d’un modèle de location et de contrôle du réacteur à distance pour simplifier au maximum la gestion du réacteur par le client final.

D’un point de vue industriel, AMPERA veut également innover pour atteindre la production de plus de 300 unités par an. Pour cela, elle mise sur la fabrication additive, et vient d’ailleurs de dévoiler un prototype de coeur du réacteur imprimé en 3D grâce à du carbure de silice. L’utilisation de la fabrication additive permet de réaliser une structure d’une grande complexité, ici décrite comme « un noyau gyroïde monolithique sphérique ». Cette forme offre un rapport volume/surface très élevé permettant de maximiser les échanges thermiques tout en homogénéisant la distribution des flux neutroniques. Pour finir, AMPERA mise une production d’électricité reposant sur un cycle fermé de type Brayton utilisant du CO2 supercritique. Il n’aurait, de ce fait, pas besoin d’eau pour fonctionner. Objectif : commercialiser ces modules nucléaires à partir de 2030.

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L’attente aura été longue, mais l’enjeu est immense : permettre à la France d’atteindre le « zéro émission » en 2050. La Stratégie nationale bas carbone vient d’être dévoilée dans sa version définitive, de quoi permettre au pays de se mettre en mouvement vers un monde décarboné. 

Voilà une publication qui était attendue. Quelques mois après la Programmation pluriannuelle de l’énergie 3 (PPE3), c’est au tour de la Stratégie nationale bas carbone 3 d’être dévoilée. Le document, de plus de 700 pages, aura été travaillé et retravaillé à de très nombreuses reprises pour enfin atteindre une forme de consensus.

Il faut dire que la tâche est colossale : la SNBC 3 a la lourde responsabilité de dicter les objectifs de la France à court, moyen et long terme pour atteindre la neutralité carbone d’ici 2050. Elle a été rédigée avec 7 objectifs principaux en tête, à savoir :

• Réduire de 50% nos émissions sur le sol français par rapport à 1990,
• Atteindre la neutralité carbone en 2050,
• Garantir la souveraineté énergétique et sortir des énergies fossiles (fin du charbon 2030, fin du pétrole d’ici 2045 et fin du gaz fossile en 2050),
• Réduire l’empreinte carbone de la France,
• Garantir une transition juste et soutenable socialement et économiquement,
• Consolider les puits de carbone naturels,
• Réduire notre consommation d’énergie finale.

Pour avoir une chance d’atteindre ces objectifs, ce sont tous les secteurs d’activité qui sont concernés : énergie, transport, bâtiment, industrie. Chaque secteur à sa feuille de route à suivre avec des objectifs propres d’ici 2030, puis 2050. Dans le domaine de l’énergie, qui nous intéresse le plus, le constat est simple : la production et la transformation d’énergie en France a émis 31 Mt de CO2e en 2024, ce qui représente 8% des émissions brutes du pays. Ces émissions devront être réduites de 69% d’ici 2030 par rapport à leur niveau de 1990, puis de 96% d’ici 2050.

La neutralité carbone d’ici 2050, un objectif encore atteignable ?

Sur la papier, la SNBC3 affiche des objectifs très ambitieux. Mais si l’État et les différents secteurs d’activité savent désormais à quoi s’en tenir et comment avancer, rien ne garantit la réussite de cette stratégie. L’atteinte de la neutralité carbone notamment par des objectifs annuels de réduction des émissions de CO2, à savoir :

• 3% de réduction par an entre 2017 et 2024,
• 5% de réduction par an entre 2024 et 2030,
• 7% de réduction par an entre 2030 et 2050.

Pour l’heure, le constat est plus que moyen : on a observé une première baisse des émissions en 2018, et qui ont augmenté jusqu’à atteindre des records en 2022 et 2023 avec des réductions d’émissions de 3,9% et 6,8%. Mais depuis, ces baisses restent inférieures à 2%, soit bien moins que l’objectif. En 2025, on n’a constaté qu’une réduction de 1,4% de réduction du CO2. Pour espérer garder le cap, il est donc urgent d’accélérer la transition et notamment d’électrifier les usages, sans quoi la neutralité carbone ne pourra être atteinte en 2050.

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Alors que la situation géopolitique est plus complexe que jamais au Moyen-Orient, l’Union Européenne s’organise pour retrouver son indépendance énergétique. Sans surprise, c’est sur l’électricité que reposent tous les espoirs du Vieux Continent. 

La Guerre en Iran continue de bouleverser l’échiquier énergétique mondial. Pendant que la crise du détroit d’Ormuz dicte le prix des énergies fossiles partout à travers le monde, l’Europe réfléchit à des solutions pour retrouver son indépendance et ne plus subir ce type de situation. Il faut dire qu’au-delà l’aspect stratégique, l’impact financier de cette situation est très élevé. Depuis la fin du mois de février, les importations européennes de gaz et de pétrole ont coûté 50 milliards d’euros de plus que d’habitude à l’Europe ! Ce n’est pas prêt de s’améliorer, car malgré un mémorandum d’entente signé en juin 2026 entre l’Iran et les États-Unis, la situation est de nouveau crispée, et les échanges de frappes ont repris.

Selon Reuters, l’Union Européenne miserait donc beaucoup sur l’électrification des usages, et préparerait un plan en ce sens. Ce plan, dont la publication devrait avoir lieu le 17 juillet, va comprendre une série de mesures politiques et de programmes de financements destinés à orienter l’économie vers l’électricité au détriment du pétrole et du gaz.

Véhicules électriques, pompes à chaleur et électrification des processus industriels

Techniquement, ce plan devrait se matérialiser par un objectif de part minimal d’électricité dans la consommation d’énergie finale dans l’Union Européenne d’ici 2040. Pour le moment, aucun pourcentage n’a été dévoilé, sans doute parce que les discussions à ce sujet se poursuivent encore.

L’objectif de ce plan est simple : faciliter le basculement vers l’électrification, malgré des investissements initiaux souvent plus élevés qu’avec les énergies fossiles. Pour y parvenir, plusieurs mesures sont envisagées comme l’obligation d’installer des pompes à chaleur dans les bâtiments publics, ou permettre la baisse de la TVA sur certains produits comme les batteries domestiques, les voitures électriques ou les pompes à chaleur. Dans un second temps, des appels d’offres pourraient être lancés pour financer des projets industriels produisant de la chaleur décarbonée.

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Augmenter la production photovoltaïque grâce à un simple film réfléchissant, c’est en substance ce que propose une startup canadienne. Bien décidée à révolutionner le secteur tout entier, elle s’apprête à vendre la licence de sa technologie aux plus grands fabricants mondiaux. 

Voilà maintenant des décennies que les chercheurs du monde entier tentent de mettre au point les panneaux photovoltaïques les plus efficaces possibles. Mais ils doivent composer avec un obstacle qui paraît infranchissable : la limite de Shockley-Queisser. Cette dernière fixe l’efficacité théorique maximale d’une cellule solaire à jonction unique, approchant les 30%.

Face à cette difficulté, l’entreprise québécoise Reflect10 a choisi une approche radicalement différente, qui lui aurait permis d’obtenir une production d’électricité 20% supérieure à un panneau solaire classique.

Améliorer l’architecture des modules, plutôt que le rendement des cellules

Cette approche consiste à se concentrer sur l’architecture des modules photovoltaïques plutôt que sur la structure des cellules en tant que telles. Reflect10 propose ainsi l’intégration d’une surface réfléchissante à la géométrie complexe dans les modules photovoltaïques, ce qui permet une capture accrue des photons sans avoir à augmenter la surface totale du panneau. C’est ce qu’elle appelle la « Réflectricité ».

L’entreprise reste volontairement floue sur les détails techniques de sa solution, car cette dernière est protégée par trois demandes de brevets. Outre de nombreuses simulations informatiques, l’entreprise a mené deux campagnes de tests en conditions réelles à la fin de l’été 2025 et en mai 2026 au Canada et au Maroc. Les résultats, encourageants, ont même été analysé et confirmés par l’Institut photovoltaïque d’Île de France (IPVF).

Ce dernier a indiqué que la technologie reposait sur le régime de l’optique géométrique, régi par les lois de Snell-Descartes. Toujours selon l’institut français, les gains calculés sont non seulement intéressants, mais ont en plus l’avantage de ne pas être spécifiques à l’échelle de test choisie. Autrement dit, ils sont transposables à des installations plus grandes. Outre l’IPVF, l’Institut national d’optique du Canada a également rendu un avis scientifique favorable.

Un gain important à des moments cruciaux

Sur le papier, cette nouvelle technologie affiche de nombreux avantages. D’abord, elle est transposable à toutes les technologies de cellules du marché, et pourrait s’adapter parfaitement au repowering des parcs existants.

Elle a également l’avantage d’augmenter significativement la production d’électricité quand le soleil est plus rasant, à savoir le matin et en fin de journée. Lors de cette période, la production mesurée a presque triplé par rapport à une solution classique. En parallèle, cette technologie permet une hausse de 19% de la production sous lumière diffuse, notamment par temps nuageux.

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La France et la Belgique associent leurs forces en matière d’hydrogène vert, à travers John Cockerill et sa filiale McPhy. Objectif : rendre cet technologie inéluctable pour la transition énergétique européenne grâce à un tout nouvel électrolyseur innovant. 

L’histoire de l’entreprise française McPhy, pionnière de l’hydrogène vert, aurait pu s’arrêter en juillet 2025, moins de deux ans après l’inauguration d’une gigafactory flambant neuve. Du fait de mauvais résultats financiers, consécutifs d’un marché encore poussif, l’entreprise est placée en liquidation judiciaire. Heureusement, une partie de ses activités sont rachetées par le belge John Cockerill Hydrogen, notamment la gigafactory située à Belfort.

Un an plus tard, John Cockerill Hydrogen vient de présenter dans l’usine de Belfort un prototype de stack d’électrolyse de 5 MW, fruit d’un an de travail entre les équipes des deux entités. Cet équipement innovant impressionne, avec ses 7 mètres de long pour 2 mètres de diamètre et 30 tonnes sur la balance.

Il s’agit du coeur de l’électrolyseur, qui a la particularité d’embarquer des cellules en polymère plutôt qu’en acier. Ce choix de matériau permet au stack de mieux réagir dans le temps à la potasse, un élément essentiel de l’électrolyseur, mais extrêmement corrosif. Si les prochains essais de ce stack sont concluants, sa commercialisation pourrait débuter dès la fin de l’année. Une ligne de production sur-mesure lui sera dédiée pour permettre une fabrication 100% française.

Une filière qui lutte toujours pour sa démocratisation

John Cockerill Hydrogen a bien conscience qu’il joue gros en reprenant McPhy et en misant sur le développement de l’hydrogène vert. En effet, si ce dernier est évoqué depuis de nombreuses années comme étant l’une des solutions à la transition énergétique, la réalité est beaucoup moins flatteuse.

D’un côté, l’hydrogène vert peine à concurrencer l’hydrogène gris encore 3 fois moins cher, tandis que l’hydrogène naturel est de plus en plus plébiscité. D’ailleurs, l’est de la France disposerait de réserves colossales. Pour se donner toutes les chances de réussir, John Cockerill Hydrogen doit donc limiter les coûts par tous les moyens possibles, notamment en permettant un assemblage entièrement automatisé, qui entraîne une réduction de 15% le coût total de chaque électrolyseur.

Outre l’innovation et la poursuite d’un coût de production toujours plus faible, l’hydrogène vert nécessitera vraisemblablement le soutien de l’Europe pour s’imposer dans le paysage de la transition énergétique.

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Les effets de la canicule se font de plus en plus ressentir, même auprès d’EDF. L’énergéticien français a notamment été contraint de réduire sa puissance nucléaire de près de 9 GW à cause des fortes chaleurs. À Bugey, EDF a mis en place une stratégie différente pour assurer la sécurité du réseau électrique, en obtenant une dérogation concernant la température de ses rejets dans le Rhône. 

Depuis quelques mois, les vagues de chaleur s’enchaînent sur tout l’Hexagone. Et si EDF et RTE ont tenu un discours rassurant jusqu’ici, plusieurs signaux d’alarme ont été tiré. Du fait de l’épisode caniculaire actuel, la puissance du parc nucléaire a été réduire de 14% au total. Au niveau de la centrale du Bugey, EDF a été autorisé à dépasser les seuils réglementaires de rejets d’eau chaude dans le Rhône.

En temps normal, la température de l’eau rejetée dans le Rhône ne doit pas dépasser une température de 26°C entre juin et septembre. EDF a proposé d’augmenter cette température de 1°C. Sans modification de cette température, EDF serait contraint de diminuer la production électrique des réacteurs n°3, n°4 et et n°5, voire même de les arrêter afin de limiter l’échauffement du Rhône. Mais leur fonctionnement est requis par le gestionnaire du réseau de transport d’électricité (RTE) pour assurer la sécurité du réseau électrique. D’ailleurs, le ministère chargé de l’énergie a confirmé cette nécessité. Cette dérogation est prévue jusqu’au 20 juillet inclus.

Des dérogations déjà accordées en 2003, 2006 et 2022

Les quatres réacteurs opérationnels de la centrale de Bugey ont tous été mis en service à la fin des années 70, et appartiennent au palier CP0. Ils affichent tous les 4 une puissance nette proche des 900 MWe. Mais si leur conception est très proche concernant la partie nucléaire, leurs systèmes de refroidissement divergent. Les réacteurs n°2 et n°3 disposent d’un circuit de refroidissement « ouvert », ce qui signifie qu’ils sont directement refroidis par l’eau du Rhône. Les réacteurs n°4 et n°5 sont refroidis par l’air, au moyen de quatre tours aéroréfrigérantes de 128 mètres de haut. De ce fait, ce sont principalement les réacteurs à circuits ouvert qui contribuent le plus à l’échauffement du Rhône. À pleine puissance, les 4 réacteurs prélèvent 90 m3/s, et restituent 89 m3/s, ce qui représente presque 45% du débit total du fleuve.

Ce type de dérogation n’est pas une nouveauté puisqu’elle a déjà été accordée en 2003, 2006 et 2022. Face à la tendance générale au réchauffement, et pour que cette dérogation ne devienne pas habituelle, EDF travaille actuellement sur un plan d’adaptation. L’électricien souhaite investir 8,7 milliards d’euros sur 15 ans pour adapter son parc au réchauffement climatique.

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Malgré le déploiement progressif d’alternatives moins carbonées (comme le biogaz), le gaz devrait connaître une importante baisse de consommation au cours des prochaines décennies. Pour accompagner ce déclin de consommation dans les meilleures conditions possibles, la CRE travaille sur différents scénarios. L’une des solutions consiste à supprimer des portions de réseaux quand elles ne sont plus utilisées. 

Pour la CRE, la gestion du réseau de distribution de gaz jusqu’en 2050 a des allures de casse-tête. Transition énergétique oblige, la consommation devrait décliner au cours des trois prochaines décennies. Mais malgré ce déclin potentiel, l’institution française a la lourde tâche d’organiser le marché pour permettre le maintien d’un tarif incitatif pour les utilisateurs actuels, rendre possible les investissements afin de maintenir l’état du réseau, et ne pas rogner sur les tarifs des futurs utilisateurs.

Dans un rapport publié le 1er juillet, la Commission de régulation de l’énergie a présenté les pistes qu’elle compte explorer à ce sujet, pour tenter d’enrayer l’effet ciseau. Si rien n’est fait, le coût des infrastructures devrait rester stable, mais sera réparti sur un moins grand nombre de clients, qui devront donc payer de plus en plus cher.

L’une des solutions évoquées consiste à rendre possible la fermeture progressive de certaines portions de réseau. Aujourd’hui, GRDF, qui gère le réseau, ne peut pas déraccorder un client de sa propre initiative, même lorsque le maintien du raccordement ne se justifie plus. De ce fait, un logement dans lequel le gaz n’est utilisé que pour la consommation peut entraîner le maintien de toute une portion de réseau. La CRE veut permettre le repli du réseau là où il n’a plus d’avenir. Organisée par un cadre juridique, cette gestion reposerait sur trois principes fondamentaux :

• Un déclenchement justifié par un réinvestissement nécessaire, mais très lourd pour une portion peu utilisée,
• L’existence d’une alternative énergétique viable comme l’électricité ou le réseau de chaleur,
• Un effort de prévenance et un accompagnement soutenu pour permettre aux consommateurs de basculer sur une autre énergie dans les meilleures conditions possibles.

La commission a déjà repéré les zones les plus propices à un réseau, avec notamment une énergie de substitution. Évidemment, certains consommateurs seront protégés de ce système comme les industries pour lesquelles le gaz est difficile à remplacer.

10 milliards d’euros nécessaires au démantèlement du réseau gaz ?

Toujours dans l’objectif d’anticiper le cadre juridique qui englobe la distribution de gaz en France, la CRE a également étudié ce que pourrait coûter le démantèlement du réseau gaz d’ici 2050. Selon les scénarios envisagés, ce coût pourrait s’élever à 10 milliards d’euros pour mettre en sécurité le réseau, déposer les canalisations et sécuriser les branchements. Comme ces coûts n’apparaissent qu’à la fermeture des ouvrages, leur ampleur dépend du nombre de consommateurs de gaz restant en 2050.

Si cette projection n’est en aucun cas un programme de démantèlement, elle permet de se poser une question cruciale : qui paiera la facture de ce démantèlement ? Pour éviter que seuls les opérateurs du réseau aient cette charge économique, la CRE envisage de provisionner ces coûts en avance via le tarif du gaz, ou encore de faire appel à un financement externe comme le budget de l’État.

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La construction de nouveaux réacteurs n’est pas un long fleuve tranquille, en particulier en France. Le programme EPR2 est d’une grande complexité technique, mais aussi administrative. Preuve en est : le programme est étudié à la loupe par la Commission Européenne, qui veille au respect de la concurrence. D’ailleurs, les contrats à long terme souhaités par EDF iraient à l’encontre du marché de l’énergie. 

Officiellement, le projet des 6 EPR2 suit son cours. Mais en coulisse, le passage par la case Commission Européenne engendre des tensions qui persistent. Le projet français vient d’être évalué par la Commission Européenne, qui a notamment analysé en détails trois mécanismes considérés comme des aides de l’État pour mener à bien le projet, à savoir :

• Le prêt bonifié. 60% des coûts de construction devraient être issus d’un prêt financé par le Fonds d’épargne géré par les Caisse des Dépôts et consignations. Son montant est estimé à 44 milliards d’euros.
• Le Contrat pour Différence. Chaque réacteur fait l’objectif d’un CfD pour 40 ans à partir de sa date de mise en service, avec un prix de référence estimé entre 85 et 115€/MWh.
• Le partage des risques. La France prévoit un mécanisme des partage des risques pour protéger la société spécialement créée pour la construction des réacteurs. Si la société en question est exposée à certains risques, elle pourra bénéficier d’une compensation.

De manière générale, la Commission Européenne a émis des réserves concernant la nécessité de proportionnalité de l’aide et de possibles effets négatifs sur la concurrence. Elle veut, en effet, privilégier à tout prix le marché, tandis que la France veut mettre en place des contrats à long terme pour vendre l’électricité de ses réacteurs. Selon les Echos, une personne proche du dossier aurait déclaré : « La Direction de la concurrence à Bruxelles ne bouge pas d’un iota. A un moment, ça risque de bloquer si elle reste sur sa logique idéologique de concurrence pure et parfaite, contre les monopoles historiques ».

Un planning déjà mis à rude épreuve

Sans accord trouvé dans les prochaines semaines, c’est tout le planning de construction des EPR2 qui pourrait être décalé. Pour l’heure, la prochaine étape concerne la décision finale d’investissement qui devrait être connue d’ici la fin 2026. Ensuite, le rythme devrait être extrêmement soutenu pour espérer la mise en service du premier EPR2 d’ici 2038 à Penly.

D’ailleurs, face au fiasco chronologique de l’EPR de Flamanville, la gestion des délais d’EDF est plus que jamais scrutée au microscope. L’électricien français doit pouvoir montrer son savoir-faire, en France, mais aussi à l‘étranger. Reste désormais à savoir si un accord va pouvoir être trouvé avant qu’il ne soit trop tard.

L’article EPR2 : les désaccords persistent entre la France et la Commission Européenne est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Ce sera plus long que prévu. Au 1ᵉʳ juillet, tous les parkings des grands centres commerciaux devaient permettre la production d’énergie solaire tout en proposant de l’ombre aux automobilistes. Mais finalement, un dixième d’entre eux sont équipés. Une situation qui pourrait engendrer des amendes pouvant atteindre 40 000 € par an. 

On voit des chantiers fleurir un peu partout en France depuis quelques mois, mais ce n’est pas suffisant. L’article 40 de la loi relative à l’accélération de la production d’énergies renouvelables, promulguée en mars 2023, stipule que la totalité des parkings de plus de 10 000 mètres carrés doit être dotée d’ombrières photovoltaïques depuis le 1ᵉʳ juillet 2026. Pourtant, il semblerait que seulement 10 à 15 % d’entre eux soient réellement équipés.

L’année dernière, une modification de la loi devait en théorie faciliter son application. L’article de loi original obligeait une couverture de 50 % de la surface des parkings avec des ombrières photovoltaïques. Désormais, tout ou partie de cette surface peut être équipée par de la végétalisation capable d’assurer de l’ombre. Néanmoins, cette modification a amplifié l’incertitude législative qui entoure la solarisation des parkings.

Jusqu’à 40 000 € d’amende par an

Les principaux acteurs de la grande distribution ont régulièrement rappelé leur opposition à cette loi de solarisation des parkings. Dans la pratique, cette dernière nécessite la mobilisation d’importantes zones foncières pendant 15 ans à 20 ans, pour les sociétés en charge des ombrières.

Toujours est-il que les différentes entreprises concernées vont devoir se rattraper rapidement, car l’amende peut monter à 40 000 € par an pour les parkings dépassant les 10 000 m². Par exemple, Carrefour a récemment indiqué à l’AFP avoir lancé 80 chantiers sur ces derniers mois, et obtenu 160 permis de construire. Rappelons que les propriétaires de parkings de moyenne surface, entre 1 500 et 10 000 m², ont jusqu’en juillet 2028 pour installer leurs propres ombrières photovoltaïques.

Si l’application de cette loi se montre plus laborieuse que prévu, l’installation de ces ombrières photovoltaïques a plus de sens que jamais. En plus de participer à hauteur de 20% à 30% de la consommation électrique des enseignes concernées, l’ombrage créé participe à l’adaptation des zones urbaines au bouleversement climatique.

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