Le 13 janvier 2025, l’EPR de Flamanville, pour la première fois depuis sa connexion au réseau électrique français, est passé en territoire positif en termes de production nette.

L’EPR de Flamanville, la troisième tranche connectée au réseau le 21 décembre 2024, peut désormais fournir plus d’électricité qu’il n’en consomme. La mise en service de ce réacteur de nouvelle génération, le plus puissant de France avec une capacité maximale de 1 650 mégawatts (MW), reste toutefois progressive. Dès le 13 janvier à 20 h, sa production est passée en positif, oscillant autour de 40 MW, avec des pics à 110 MW. Le réacteur continue toutefois de connaître des jours de production « négative », c’est-à-dire que les machines nécessaires à son fonctionnement consomment davantage que ce qu’il produit. EDF prévoit une montée en puissance étalée sur plusieurs mois, avec une exploitation à pleine capacité attendue pour l’été 2025.

Il reste des tests programmés

Dans ce processus de démarrage, de nombreux arrêts sont programmés. Entre dix et quinze au total selon EDF, destinés à tester les équipements et à garantir la sûreté. Et ce, pour vérifier 62 000 critères de sécurité, notent Les Echos. À peine Flamanville 3 commence-t-il à produire qu’EDF doit déjà répondre à des critiques de Blast info. L’opérateur réfute les rumeurs de vibrations dans le circuit primaire, et affirme que les opérations suivent leur cours normalement.

Le coût du chantier de l’EPR de Flamanville a dernièrement été réévalué par la Cour des Comptes à 23,7 milliards d’euros. Malgré les critiques sur les délais (douze années de retard) et les dépassements budgétaires, le réacteur injecte ses premiers électrons. Avec une capacité d’alimentation prévue de deux millions de foyers, Flamanville 3 participe à la bonne forme actuelle des 56 autres réacteurs du parc nucléaire français, remis de ses problèmes de corrosion sous contrainte. La production avait chuté en 2022 et 2023.

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Si les avis rendus récemment par l’Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire (IRSN) ainsi que l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN) soulignent des progrès significatifs dans le stockage longue durée des déchets nucléaires de Cigéo, il reste « des sujets nécessitants des compléments importants » relèvent les deux agences.

Cigéo, porté par l’Agence nationale pour la gestion des déchets radioactifs (ANDRA), vise à confiner pour l’éternité les déchets de haute activité et à vie longue issus des centrales nucléaires françaises. Actuellement, c’est un laboratoire déclaré d’utilité publique après des décennies de recherches. Et depuis 2023, il a déposé sa demande d’autorisation de création (DAC), qui est en cours d’examen par l’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection (ASNR), née de la fusion entre l’ASN et l’IRSN. Cette demande a été évaluée dans deux avis différents, de l’ASN et l’IRSN.

Des garanties et des questionnements ouverts sur les déchets

Dans son avis publié le 16 janvier 2025, l’IRSN salue la maturité du projet en phase d’exploitation. Les installations de surface et les infrastructures souterraines ont atteint un niveau de sûreté jugé « globalement satisfaisant ». La robustesse des données géologiques, des matériaux et des colis de déchets a également été confirmée lors d’une précédente évaluation en juin 2024​​.

Malgré cet avis positif, des préoccupations subsistent notamment en matière de prévention des incendies et des explosions. Les experts soulignent que la gestion des risques liés à l’incendie, en particulier pour les déchets bitumés enveloppés dans des alvéoles, nécessite une analyse approfondie, car l’émission de dihydrogène, gaz hautement inflammable, entraîne un risque d’explosion. Même s’il est « difficile » d’estimer si la démonstration de sûreté peut être apportée à ce stade de développement du projet.

Sûreté à confirmer lors de la phase d’exploitation pilote

L’ANDRA s’est engagée à fournir des éléments complémentaires à des étapes clés de la construction, avant le stockage effectif des premiers colis. La phase industrielle pilote, incluant les premières années d’exploitation, sera déterminante pour valider les hypothèses de sûreté et ajuster les infrastructures en conditions réelles. Les conclusions de cette phase éclaireront le Parlement sur la poursuite du projet​.

Alors que l’évaluation en phase d’après-fermeture est attendue pour 2025, la controverse autour de Cigéo persiste. Les opposants, préoccupés par les impacts environnementaux et les risques d’accidents, appellent à plus de transparence.

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La production d’électricité a atteint son plus haut niveau depuis cinq ans, totalisant 536,5 térawattheures (TWh). C’est en partie dû à la reprise du nucléaire, aux énergies renouvelables et au moindre recours aux énergies fossiles, rendant le mix électrique à 95 % bas-carbone.

La production d’électricité française a atteint un niveau record en 2024, « son plus haut depuis 5 ans ». « Elle retrouve un niveau identique à celui de 2019, conforme à la moyenne 2014-2019 » selon un bilan publié lundi par le gestionnaire du réseau de transport d’électricité, RTE. Dans le même temps, RTE annonce qu’elle est à 95 % bas-carbone.

La production nucléaire a enregistré un net rebond avec 361,7 TWh. Ce résultat fait suite à une année 2022 noire, où des problèmes de corrosion avaient conduit à la fermeture de plusieurs réacteurs, abaissant la production à 279 TWh. Depuis, un redressement progressif amorcé en 2023 a permis de retrouver des niveaux comparables à ceux d’avant la crise sanitaire​​​, à savoir 67,41 % de l’énergie produite.

Les renouvelables en forme, mais moins que nos voisins européens

La France a également franchi une étape importante en matière de renouvelables. Pour la première fois, ces énergies ont généré 148 TWh, soit 27,6 % de la production totale. L’éolien (46,6 TWh) et le solaire (23,3 TWh) se distinguent particulièrement par leur croissance rapide. La production hydraulique a, quant à elle, atteint 74,7 TWh, son meilleur niveau depuis 2013, grâce à des records de pluviométrie​​​. Leur part dans le mix électrique français est encore inférieure aux voisins allemands et britanniques, et fait l’objet d’un contentieux avec la Commission, pour non-atteinte des cibles de part des renouvelables.

Avec le nucléaire et avec moins de fossiles, elles permettent de décarboner le mix électrique français. En effet, 95 % de l’électricité produite en France en 2024 provient de sources bas-carbone, contre 92 % en 2023. Selon RTE, l’intensité carbone de la production d’électricité française a été de 21,3 grammes d’équivalent CO2 par kWh, près d’un tiers de moins qu’en 2023.

La production fossile n’a jamais été aussi faible

À l’inverse, la production à partir des énergies fossiles (gaz, charbon, fioul) a chuté à un niveau historiquement bas de 19,9 TWh, le plus faible depuis les années 1950. Pour la première fois, la production solaire a surpassé celle des fossiles. Ce repli s’inscrit dans une stratégie nationale visant à fermer les dernières centrales à charbon d’ici 2027​​.

Comme le souligne Thomas Veyrenc de RTE, la prochaine étape consiste à « à réussir à électrifier notre économie, qui dépend encore à 60 % des énergies fossiles ». Les efforts actuels, s’ils se poursuivent, pourraient non seulement renforcer l’indépendance énergétique de la France, mais également consolider son rôle de leader européen en matière d’exportation d’électricité, atteignant un record de 89 TWh en 2024​.

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Le 1ᵉʳ février 2025, les tarifs réglementés de l’électricité baisseront de 15 %, en France, annonce la Commission de régulation de l’énergie (CRE). Mais si certains en ressortiront gagnants, d’autres risquent d’être pénalisés, notamment en raison d’une hausse concomitante des taxes. Alors, à qui profite réellement cette baisse ?

Sujet sensible puisque touchant au portefeuille des Français, les prix de l’électricité ont participé à la chute du gouvernement Barnier. En cause, une remontée des taxes, mais une baisse des prix de marche, conduisant à une baisse des tarifs réglementés de 15 % au premier février 2025. Mais suivant le contrat, l’évolution des prix sera différente.

Les principaux gagnants seront les ménages souscrivant au tarif bleu réglementé d’EDF, qui concerne environ 60 % des foyers français, ainsi que ceux dont les contrats de marché sont indexés sur ce tarif (10 % supplémentaires). Pour eux, la baisse de 15 % ramène les prix à leur niveau de février 2023, offrant un répit après des années de hausse vertigineuse des factures énergétiques. Les très petites entreprises (TPE) peuvent également se réjouir : elles auront désormais un accès élargi au tarif réglementé.

La CRE a estimé l’économie pour les foyers bénéficiant des tarifs réglementés (qui utilisent l’électricité pour la cuisson, l’eau chaude et le chauffage) : la réduction serait de 651 euros par an pour une famille de quatre personnes vivant en maison, de 389 euros pour un foyer de trois personnes en appartement, et de 107 euros pour un foyer de deux personnes.

EDF, en situation de quasi-monopole sur ce segment, entend capitaliser sur cette évolution. L’énergéticien propose déjà des offres de marché jusqu’à 30 % moins chères que le tarif réglementé actuel à certaines conditions, tentant d’anticipant une mobilité accrue des consommateurs. Ses offres classiques (base et heures pleines / heures creuses) restent cependant plus coûteuses que la concurrence.

Les perdants : clients aux offres de marché

En revanche, les consommateurs ayant opté pour des offres à prix non indexé, souvent proposées par des fournisseurs alternatifs, risquent de subir un effet inverse. Ces contrats, historiquement compétitifs, vont voir leur avantage diminuer sous l’effet combiné de la hausse de l’accise sur l’électricité et du tarif d’acheminement (TURPE), qui augmentera de 7,7 %. Cette majoration, couplée à la fin du « bouclier tarifaire », pourrait représenter autour de 9 % de hausse, estime Céline Regnault, directrice grand public d’Engie auprès des Échos.

Face à cette situation, plusieurs fournisseurs alternatifs, tels qu’Ohm Énergie ou Alpiq France, ont annoncé des gestes commerciaux pour maintenir leur compétitivité. Ils prévoient de compresser leurs marges ou d’absorber certaines hausses pour fidéliser leurs clients. Cependant, ces initiatives demeurent limitées et ne suffiront pas à compenser l’érosion générale des avantages de ces offres​​.

Vers une plus grande volatilité des prix en 2026

À plus long terme, l’ensemble des acteurs du marché pourrait être touché par un nouveau bouleversement : la fin annoncée de l’Accès régulé à l’énergie nucléaire historique (ARENH) fin 2025. Ce mécanisme, garantissant un prix compétitif pour une large part de l’électricité aux fournisseurs, ils vont désormais se retrouver à une volatilité accrue des prix de gros si aucun système de remplacement n’est trouvé. Cette incertitude pourrait se traduire par une nouvelle hausse des tarifs, quel que soit le type de contrat souscrit​​.

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Selon un récent rapport de la CREG (régulateur Belge de l’électricité et du gaz) sur les évolutions des marchés de gros de l’électricité et du gaz, il était souvent plus économique, en 2024, d’importer de l’électricité depuis la France que de faire fonctionner les centrales belges au gaz. Cette situation a permis à la Belgique de bénéficier de prix relativement bas, notamment grâce aux importations en provenance de la France.

La Commission de régulation de l’électricité et du gaz (CREG) belge tire le bilan électrique et gazier de 2024. L’impact de la France sur les importations belges et sur les prix a été marqué, relève-t-il.

En 2024, la Belgique a importé 12,5 térawattheures (TWh) nets d’électricité de la France, bien plus que la totalité de son déficit commercial en électricité (10,7 TWh). Après quatre années consécutives d’exportations nettes entre 2019 et 2022, la Belgique est redevenue importatrice nette en 2023 que confirmé par 2024. La mise à l’arrêt des réacteurs nucléaires Doel 3 et Tihange 2 a réduit la production nationale, amplifiant la nécessité de recourir à des importations et sources carbonées.

L’électricité nucléaire française est moins chère

La compétitivité des prix français a permis de faire baisser les prix belges. En 2024, le prix moyen de l’électricité en France s’élevait à 58 euros le mégawattheure (€/MWh), inférieur aux 70,2 €/MWh belges. Cette différence a permis à la Belgique de bénéficier d’une énergie relativement abordable. Cependant, des contraintes sur les interconnexions, particulièrement au printemps, ont limité les flux à certains moments.

L’électricité française, majoritairement produite par des centrales nucléaires et des sources renouvelables, a contribué à stabiliser les prix sur le marché belge. En effet, les périodes d’importations intensives coïncident souvent avec des prix bas en France, ce qui réduit les coûts pour les consommateurs belges. La France a aussi influencé le nombre croissant d’heures avec des prix négatifs en Belgique, passées de 222 en 2023 à 408 en 2024 contre 361 heures en France. Ces épisodes résultent de la surproduction renouvelable, particulièrement solaire, qui provoque des déséquilibres temporaires sur le marché.

Inversion des flux de gaz transitant en Belgique

Outre l’électricité, le rôle de la France dans l’approvisionnement en gaz naturel a été prépondérant en Belgique. Alors qu’habituellement le gaz transite d’est en ouest, depuis les Pays-Bas jusqu’en France, Le Plat Pays a importé 30,8 TWh de gaz via ses interconnexions avec la France. Et ce, pour soutenir les flux européens d’ouest en est pour compenser la baisse des approvisionnements russes. La flexibilité offerte par les infrastructures belges, comme le terminal GNL de Zeebrugge, combinée à la capacité bidirectionnelle des points de connexion transfrontaliers (comme l’interconnexion France-Belgique de Alveringem, a permis d’acheminer et d’inverser les flux de gaz.)

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Faute de budget, les dossiers de subvention déposés après le 1ᵉʳ janvier 2025, bien que traités, connaîtront des retards de versement, suscitant l’inquiétude des particuliers et représentant un revers majeur pour les professionnels.

L’absence de loi de finances pour 2025, conséquence d’un désaccord parlementaire et de la censure du gouvernement, empêche le déblocage des fonds nécessaires au paiement des aides à la rénovation énergétique accordées par le dispositif gouvernemental Ma Prime Rénov’. Bien que les dossiers déposés et validés avant le 1ᵉʳ janvier 2025 soient en partie honorés, ceux instruits après cette date subissent un retard d’une durée indéterminé. Selon Valérie Létard, ministre du Logement, « tant que le budget n’est pas voté, les délais de paiement des aides vont être rallongés », a-t-elle annoncé dans un entretien au Figaro le 9 janvier, insistant toutefois sur le fait qu’il s’agit d’un report et non d’un gel​​.

Les impacts pour les particuliers et les professionnels

Ces retards alimentent l’incertitude chez les particuliers qui envisagent des travaux de rénovation énergétique, comme chez les professionnels du bâtiment. En 2023, la rénovation énergétique représentait 30 milliards d’euros de chiffre d’affaires, soit 14 % du total du secteur​. Selon Olivier Salleron, président de la Fédération Française du Bâtiment (FFB), cette situation risque de provoquer un attentisme chez les propriétaires, voire un abandon des projets en cours, regrette-t-il dans un communiqué.

L’Agence nationale pour l’habitat (Anah), responsable du versement des aides, tente de rassurer auprès d’Ouest France : les dossiers déposés continueront d’être instruits, mais les paiements nécessiteront « patience et compréhension ». L’organisme évoque également la nécessité de sécuriser le dispositif face à des fraudes potentielles, ce qui ajoute des délais​​.

Un contexte politique et financier tendu

Le retard dans le versement des aides MaPrimeRénov’ est le symptôme d’un contexte budgétaire tendu. En décembre 2024, une loi spéciale avait été adoptée pour assurer la continuité des dépenses essentielles de l’État, mais cela excluait les « dépenses discrétionnaires », comme les aides à la rénovation énergétique.

Cette situation survient alors que la France doit intensifier ses efforts pour réduire les passoires thermiques, conformément à la réglementation interdisant leur mise en location. Si le gouvernement affirme ne pas vouloir abandonner les propriétaires face à ces obligations, le manque de visibilité financière remet en question la faisabilité des travaux nécessaires​​.

Le cas de MaPrimeRénov’ illustre les limites d’un modèle dépendant des arbitrages budgétaires annuels. Si le dispositif reste officiellement prolongé pour 2025, son exécution est freinée par un contexte politique instable. Les ménages doivent attendre ce déblocage politique, pour être remboursés.

L’article Aides Ma Prime Rénov’ : aucun versement pour les demandes après le 1er janvier 2025 est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Durant les débats organisés par la Commission nationale du débat public (CNDP) dans le cadre des nouveaux EPR2, les participants réclament de plus en plus l’accès à une électricité moins chère en raison de leur proximité avec la future centrale. Bien qu’aucun système d’allègement des factures n’existe à ce jour, cette demande revient régulièrement.

Un groupe de citoyens a été mandaté par l’organisation du débat public de Gravelines (Nord), où seront implantées deux tranches d’EPR2, pour répondre à une question : « en tant qu’habitantes et habitants du territoire, considéreriez-vous que ce projet peut être bénéfique et à quelles conditions ? »

Après avoir balayé la problématique des transports, celles de l’offre de santé ou encore du cadre de vie, une demande nouvelle est apparue : celle d’obtenir une facture d’électricité allégée en raison de leur proximité avec l’extension de la centrale actuelle. Ils considèrent ces deux paires d’EPR2 ne doivent plus seulement bénéficier aux collectivités, qui ont touché des milliards d’impôts et de taxes à Gravelines en 40 ans, selon la voix du Nord, mais directement à leur porte-monnaie.

« Il faut s’assurer que l’énergie produite leur bénéficie en premier lieu, et, si possible, en mettant en place un tarif dégressif et préférentiel en fonction du niveau de proximité avec la centrale (conformément au périmètre de distribution des pastilles d’iodes des 20 km). » Avec un tarif « dégressif et préférentiel » par exemple.

La question de la justice territoriale

Les habitants autour et à Gravelines réclament aussi un chèque énergie, proportionnel à la proximité avec la centrale, sans prendre en compte les revenus. Aussi de faire baisser la taxe foncière. Mais dans le même groupe de citoyens, certains évoquent le risque de créer des injustices territoriales, notamment entre propriétaires et locataires, « accentuant les inégalités sociales ».

À Penly où le débat public pour deux tranches d’EPR2 est terminé depuis déjà un an, une question similaire avait émergé : « Ce projet permettra-t-il de faire baisser le prix de l’électricité ? » À l’image des industriels signant des contrats long terme avec EDF, la demande des habitants concerne l’accès à une énergie peu chère grâce aux centrales nucléaires. Et elle touche un point sensible : le devenir de l’Accès régulé à l’énergie nucléaire historique (Arenh), qui doit prendre fin décembre 2025, auquel les fournisseurs alternatifs ont accès.

Dans les énergies renouvelables, les fournisseurs comme Octopus, par exemple, lancent des offres pour inciter à consommer, le parc éolien voisin des Touches (Loire-Atlantique) dans son cas, moins cher lorsque les pâles tournent. Les habitants aimeraient un accès prioritaire et moins cher dans le nucléaire. Ce modèle est-il transférable ?

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La Cour des Comptes critique sévèrement, dans un rapport de 97 pages, les surcoûts de l’EPR de Flamanville, encore plus grands que prévu, selon ses calculs. La filière nucléaire est « loin d’être prête » à mener le programme du nouveau nucléaire français dans son rapport publié le 14 janvier.

Le rapport de la Cour des comptes, publié le 14 janvier 2025, livre une critique du chantier de l’EPR de Flamanville et du programme EPR2. Les magistrats mettent en évidence des coûts dépassant les prévisions : 23,7 milliards d’euros pour l’EPR de Flamanville (contre 3,3 milliards initialement prévus en 2007). Cette somme prend en compte les frais de construction (15,6 milliards d’euros en euros 2023), les dépenses liées à la première phase d’exploitation et les provisions pour démantèlement​​​.

La Cour déplore que « les retards accumulés et la mauvaise gestion aient fait exploser les coûts, compromettant gravement la rentabilité du projet. » Elle ajoute que pour atteindre une rentabilité de 4 %, « le prix de vente de l’électricité devrait dépasser 138 €/MWh », un niveau largement supérieur au tarif cible de 70 €/MWh négocié entre l’État et EDF​​.

Un programme EPR2 sous pression

Le programme EPR2, censé relancer la filière nucléaire française, est, lui aussi, sévèrement apprécié. La Cour constate une « absence de devis abouti et un plan de financement encore flou », qui freinent la décision finale d’investissement. Entre 2020 et 2023, les coûts prévisionnels sont passés de 51,7 à 79,9 milliards d’euros, une augmentation de 30 %. Ces dépassements, combinés à une « accumulation de risques et de contraintes », pourraient « conduire à un échec du programme »​​.

Malgré tout, le rapport souligne l’importance de ce programme pour maintenir les compétences de la filière et atteindre les objectifs climatiques. Cependant, il recommande de « sécuriser le financement et avancer les études de conception détaillée avant toute décision d’investissement »​.

Des ambitions internationales où l’exposition de l’État doit baisser

Alors qu’EDF envisage des projets internationaux pour accroître la compétitivité de son programme, la Cour des comptes invite à la prudence. « Chaque projet doit être générateur de gains chiffrés et ne pas retarder le calendrier du programme EPR2 en France », prévient-elle. La multiplication des projets à l’étranger, notamment au Royaume-Uni (Hinkley Point C, Sizewell C), fait peser un risque financier important sur l’entreprise, et sur l’État puisqu’il reste l’actionnaire unique​.

La Cour recommande que « l’exposition financière d’EDF dans les projets internationaux soit significativement réduite. » Elle évoque notamment une possible cession partielle de la participation d’EDF dans Hinkley Point C pour limiter les risques. L’État, bien qu’il soit seul actionnaire, est encouragé à jouer un rôle plus modéré pour éviter de mettre en péril le développement des EPR en France, un programme jugé stratégique pour la transition énergétique​.

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En 2024, l’Allemagne a franchi le cap des 100 gigawatts (GW) de capacité solaire installée. Il reste du chemin à parcourir entre les projections communiquées par l’association allemande de l’industrie solaire (BSW) et le régulateur allemand BNetzA, et l’objectif allemand à 2030, fixé à 215 GW.

Avec 17 GW de nouvelles installations en 2024, le parc photovoltaïque allemand a enregistré une croissance de 10 % par rapport à 2023. D’après les projections de l’association allemande de l’industrie solaire (BSW) et le régulateur BNetzA, le pays outre-Rhin vient de franchir les 100 GW de capacité solaire installée. Ce développement résulte principalement de l’essor des parcs solaires au sol, qui ont progressé de 40 % avec 6,3 GW d’ajouts. Désormais, ils constituent près d’un tiers des nouvelles capacités installées.

Ce dynamisme contraste, en revanche, avec le recul observé sur le segment résidentiel. L’ajout d’installations photovoltaïques domestiques, bien que majoritaires avec 38 GW de capacité totale, ont reculé de 15 % en 2024. En parallèle, les toitures commerciales ont affiché une hausse notable, avec une croissance de 25 % de nouvelles installations.

Des défis à relever pour 2030

Malgré ces avancées, le chemin vers l’objectif national de 215 GW d’ici 2030 reste semé d’embûches. Carsten Körnig, directeur général de l’association allemande de l’industrie solaire (BSW), ne manque pas de rappeler auprès de l’écho du solaire que « le prochain gouvernement fédéral devrait réduire les barrières à l’entrée du marché et garantir un cadre d’investissement attractif ». Par exemple, les systèmes « plug-and-play » séduisent les ménages allemands avec une capacité qui a doublée pour atteindre 0,7 GW en 2024.

Un autre défi clé réside dans l’intégration du solaire au réseau électrique. Lors des journées très ensoleillées, la production peut dépasser la consommation, mettant en péril la stabilité du réseau et introduisant des prix négatifs récurrents. Et l’Allemagne, qui s’est rendue dépendante des imports d’électricité depuis ses voisins, n’a toujours pas prévu de système de stockage d’énergie de très grande ampleur. En 2024, le solaire a couvert 14 % des besoins électriques allemands, contre 12 % en 2023.

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Les prix sur le marché de gros de l’électricité a chuté de 16 % dans l’Union européenne (UE) entre 2023 et 2024, porté par la progression des modes de production bas-carbone notamment.

En 2024, les prix de gros de l’électricité dans l’Union européenne ont diminué de manière significative, enregistrant une baisse moyenne de 16 % par rapport à 2023. Ce recul, rapporté par le lobby Eurelectric a porté le prix moyen à 82 euros le mégawattheure (€/MWh) contre 97 €/MWh l’année précédente. Une combinaison de facteurs structurels et conjoncturels explique cette tendance baissière.

Transition énergétique et dynamisme des renouvelables

Les énergies renouvelables ont joué un rôle déterminant dans cette baisse. En 2024, elles ont représenté 48 % de la production d’électricité dans l’Union, dépassant largement les combustibles fossiles (28 %) et le nucléaire (24 %). L’augmentation de la production solaire, éolienne et hydroélectrique, stimulée par des investissements massifs et des conditions météorologiques favorables, a permis de réduire la dépendance aux sources d’énergie coûteuses et polluantes.

Par ailleurs, les prix du gaz naturel ont poursuivi leur décrue, affectant positivement le coût de l’électricité. Cette baisse s’est accompagnée de gains en efficacité et une industrie ralentie. La consommation électrique a progressé de seulement 2 % par rapport à 2023, selon Eurelectric. Cependant, cette hausse reste contenue en raison de la faiblesse de l’activité industrielle dans certains secteurs clés, qui représente plus de 50 % de la baisse de la demande. Si cette tendance a contribué à la baisse des prix, elle souligne également les défis économiques auxquels l’Europe fait face.

Une tendance baissière encore à confirmer

Bien que la baisse des prix de gros soit une bonne nouvelle, plusieurs incertitudes demeurent quant à sa durabilité. Les aléas climatiques, l’évolution des marchés mondiaux de l’énergie et les tensions géopolitiques pourraient rebattre les cartes. Eurelectric rappelle l’importance d’investir dans les infrastructures électriques, comme les réseaux intelligents, pour soutenir une transition énergétique résiliente et efficace.

L’article Prix de l’électricité : il a nettement baissé sur les marchés de gros en 2024 est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Le contrat des canalisations reliant la Russie à l’Europe, traversant l’Ukraine, a pris fin le 31 décembre 2024. C’est un tiers du gaz européen qui y transitait.

Le 31 décembre 2024, le transit du gaz russe via les infrastructures ukrainiennes a pris fin. Un tiers du gaz européen transitait par ce gazoduc. Cette décision, annoncée dès août par le président ukrainien Volodymyr Zelensky, a mis un terme à un contrat quinquennal entre l’entreprise publique ukrainienne Naftogaz et le producteur Gazprom dont l’État Russe est actionnaire majoritaire.

Ce gazoduc, connu sous le nom de Bratstvo (« Fraternité ») avait continué à fonctionner deux ans et dix mois après le début de l’invasion russe en Ukraine. L’arrêt de ce transit, présenté par Kiev comme une riposte à l’agression russe, constitue aussi une perte pour l’Ukraine, qui percevait des droits de transit conséquents.

Le GNL pour compenser

Pour l’Union européenne (UE), la décision n’a pas provoqué de crise immédiate. Lors d’une réunion du « groupe de coordination pour le gaz » début janvier, la Commission européenne a affirmé que l’approvisionnement était sécurisé grâce aux réserves, remplies à 72 %, et aux importations croissantes de gaz naturel liquéfié (GNL)​​. Toutefois, l’Autriche (dépendante à 80 % de ses besoins au gaz russe) et la Slovaquie, encore très dépendantes du gaz russe en 2024, sont plus inquiètes. Le Premier ministre slovaque prorusse Robert Fico a dénoncé une « décision erronée ». Il n’a eu de cesse de rappeler l’augmentation des prix du gaz, qui ont franchi la barre des 50 euros le mégawattheure (€/MWh), un pic haut depuis octobre 2023​​.

L’arrêt du transit ukrainien reflète l’évolution de la stratégie européenne sur le gaz. Depuis 2022, elle s’efforce à réduire sa dépendance au gaz russe, passée de 45 % des importations en 2021 à environ 19 % en 2024. Cette transition s’appuie sur le développement des infrastructures portuaires permettant de réceptionner le GNL et des partenariats avec des pays comme les États-Unis et le Qatar​. Ce mode de transport est, en revanche, plus cher que le gazoduc.

Une fracture européenne

La fin du transit ukrainien souligne aussi les divisions internes à l’UE. Alors que Bruxelles poursuit son objectif de neutralité carbone d’ici 2050, certains États membres, comme la Slovaquie ou la Hongrie, maintiennent des relations étroites avec Moscou pour sécuriser des approvisionnements à moindre coût. Cette dissonance complique l’adoption d’une politique énergétique unifiée​.

En parallèle, la Russie continue d’approvisionner une partie de l’Europe par d’autres canaux, comme TurkStream et le GNL. Cette situation alimente les critiques, notamment sur la persistance des importations malgré les sanctions contre Moscou. Pour Phuc-Vinh Nguyen, expert en énergie à l’Institut Jacques Delors, interviewé par Le Monde, cette dépendance « renvoie aussi l’Europe à une certaine hypocrisie »​.

L’article Transit du gaz russe à travers l’Ukraine : c’est terminé est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Selon des données de Réseau de transport d’électricité (RTE), le réacteur consomme actuellement davantage d’énergie qu’il n’en produit, avec un solde oscillant entre -59 et -89 mégawatts (MW). Une situation jugée « normale » par EDF, qui insiste sur le caractère transitoire de cette phase.

Alors que Le Canard enchaîné titrait récemment « L’EPR pompe plus de jus qu’il n’en produit ». EDF a répondu en relativisant : « nous n’avons jamais prétendu alimenter le réseau dès le 21 décembre », a affirmé le groupe à Ouest-France. Selon l’énergéticien, « le 21 décembre n’était qu’une étape, et nous faisons exactement ce que nous avions annoncé ». EDF précise être « encore en phase de démarrage », marquée par des essais techniques et des interruptions nécessaires à l’ajustement du réacteur. Justement, durant cette phase de démarrage, les données fournies par RTE montrent une moyenne de production de -72 MW depuis début janvier. La tranche soutire donc 72 MW au réseau.

Cette phase, prévue de longue date selon EDF, se déroule conformément au planning dévoilé le 20 décembre lors de la Commission locale d’information. « Nous sommes encore en phase de démarrage, avec des arrêts, des essais, nous ne sommes pas encore dans une logique de production », insiste l’énergéticien français. Cette période de « production modeste » serait donc normale pour un projet d’une telle envergure.

La courbe de consommation de l’EPR de Flamanville le 10/01/25 / Capture RTE.

La date de démarrage de la production est encore inconnue

L’EPR, encore en rodage, consomme actuellement une quantité significative d’électricité pour faire fonctionner ses systèmes internes et mener à bien les tests. À titre de comparaison, les réacteurs Flamanville 1 et 2 consomment chacun environ 50 MW pour une production de 1 300 MW. Toutes les statistiques de production et consommation peuvent d’ailleurs être consultées par le grand public en temps réel sur le site de RTE.

Le raccordement au réseau constitue une étape clé pour ce chantier débuté en 2007 et marqué par douze années de retard. Avec une puissance annoncée de 1 650 mégawatts, l’EPR est censé participer à la transition énergétique française.

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Face aux défis de la corrosion dans ses infrastructures hydroélectriques, EDF adopte une solution ancestrale et efficace : l’anode sacrificielle. Cette technologie, testée et validée sur ses conduites forcées, promet des gains considérables dans la protection contre la corrosion.

Sur un site hydroélectrique, la corrosion est un ennemi de taille. Les conduites forcées, ces imposantes canalisations en acier transportant de l’eau sous pression vers les turbines, subissent des contraintes constantes dues à l’humidité et aux mouvements. Au fil du temps, ces conditions extrêmes dégradent les structures, menaçant leur durabilité et la sécurité globale des installations. Jusqu’ici, EDF utilisait des films étanches pour protéger ses conduites contre l’eau et l’oxygène, mais cette méthode s’avérait insuffisante sur certains points critiques, comme les interfaces entre les conduites et leurs supports en béton, appelées pilettes. Des percements sont toujours observés et chaque année, cinquante des 10 000 têtes de pilettes sont à changer.

Une anode sacrificielle pour protéger l’acier

EDF, avec sa Division Technique Générale (DTG) et des partenaires industriels, a développé une solution directement issue de l’industrie marine : l’anode sacrificielle. Cette innovation sur les conduites forcées repose sur une réaction électrochimique impliquant le zinc, matériau de l’anode et l’acier. L’anode, en contact direct avec l’acier, agit comme un bouclier : elle s’oxyde à la place de l’acier, offrant une protection contre la corrosion. Le principe est chimique : l’alliage sacrificiel a un potentiel électrochimique plus bas que celui de l’acier, donc l’acier devient la cathode, sous conditions aérobiques et d’humidité.

Julien Schwach, expert corrosion au Centre d’Ingénierie Hydraulique (CIH) d’EDF, détaille les résultats auprès du magazine du Centre d’ingénierie hydraulique : « Les deux matériaux fonctionnent un peu comme une pile, au sein de laquelle l’anode – le zinc – se consomme par dissolution, protégeant ainsi la surface de l’acier ». Sur le parc hydraulique, EDF estime à 40 ans la durabilité de la protection ainsi obtenue.

Un gain environnemental et économique

Cette solution, baptisée Cozi (« co » pour corrosion et « zi » pour zinc) par EDF, a déjà été testée sur le site de Fond-de-France, en Isère, où elle a prouvé son efficacité. Contrairement à la méthode traditionnelle, qui nécessitait le remplacement complet des supports corrodés, l’application des anodes sacrificielles réduit, selon EDF, le temps d’intervention de dix à trois jours, divise les coûts par un facteur de quatre à cinq et diminue drastiquement les émissions de CO2. En effet, les rotations d’hélicoptères, indispensables au transport des équipements dans les zones montagneuses, sont grandement réduites.

Un potentiel de déploiement considérable

L’innovation Cozi n’est pas seulement un progrès technique. Avec un bilan carbone treize fois inférieur à celui des méthodes classiques et un brevet déposé, EDF a déjà déployé cette technologie dans le Massif Central. Elle sera bientôt dans les Pyrénées, sur les conduites forcées servant au transit de l’eau du lac d’Oô vers les turbines de la centrale hydroélectrique de Luchon.

Hors des frontières françaises, EDF y voit un marché à conquérir. Selon ses projections, l’Europe compte 10 000 pilettes. Aussi, l’Amérique du Nord, l’Asie du Sud-Est et l’Océanie ont un parc d’ouvrages anciens âgés de 70 à 80 ans. EDF entend aussi valoriser cette innovation auprès d’autres acteurs de l’hydroélectricité. Julien Schwach conclut : « Cozi est une solution robuste, durable et respectueuse de l’environnement. Nous sommes fiers de démontrer que la lutte contre la corrosion peut être menée avec efficacité, tout en réduisant notre empreinte écologique. »

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Avec 89 térawattheures (TWh) d’électricité exportés vers nos voisins européens, la France bat son record annuel d’exportation, vieux de plus de vingt ans. Si l’électricité vendue sur le marché européen rapporte de l’argent, elle cache un problème structurel de baisse de la consommation intérieure d’électricité.

En 2024, la France a établi un nouveau record historique en exportant un solde net de 89 térawattheures (TWh) d’électricité vers ses voisins européens, dépassant largement le précédent record de 77 TWh atteint en 2002. Ce succès illustre à la fois la reprise de la production française d’électricité et les défis persistants de la consommation intérieure actuellement en berne.

Cette performance repose d’abord sur une forte augmentation de la production nationale, estimée à environ 500 TWh. Thomas Veyrenc, directeur exécutif de RTE en charge de la stratégie et de la prospective, s’en félicite : « C’est la confirmation du rétablissement du niveau de production d’électricité en France. » La production nucléaire, qui avait souffert des crises de corrosion sous contrainte, s’est redressée spectaculairement en 2024. À cela s’ajoutent une production hydraulique exceptionnelle et la montée en puissance des énergies renouvelables comme l’éolien et le solaire.

Une exportation record vers l’Europe

Les principaux bénéficiaires de ces exportations ont été l’Allemagne (27,2 TWh), l’Italie (22,3 TWh), le Royaume-Uni (21 TWh) et la Suisse (16,7 TWh). L’Espagne, bien que dotée de ressources renouvelables abondantes, a également reçu 2,8 TWh. « Nos bilans prévisionnels montraient depuis longtemps que la France se trouverait, au milieu des années 2020, en situation d’exporter une centaine de TWh par an : on y est », souligne Thomas Veyrenc.

Ces échanges représentent non seulement des gains économiques importants pour la France, mais aussi une contribution significative à la réduction des émissions de CO₂ en Europe. « Aux niveaux de prix de marché actuels, ces exportations rapportent à la France des milliards d’euros et évitent à l’Europe des dizaines de millions de tonnes de CO₂ », détaille-t-il.

Une consommation intérieure stagnante

Ce tableau flatteur masque cependant une réalité plus nuancée. Si la consommation d’électricité en France s’est stabilisée en 2024, elle reste inférieure de 6 % à la moyenne des années 2014-2019. « Les transferts d’usage des fossiles vers l’électricité ne sont pas enclenchés au niveau requis pour décarboner en profondeur », regrette Thomas Veyrenc. Ce retard s’explique en partie par une activité industrielle ralentie et par un coup d’arrêt dans les ventes de véhicules électriques.

L’exportation d’une électricité bas-carbone reste néanmoins un atout stratégique. Elle contribue à redresser une balance commerciale encore alourdie par les importations d’énergies fossiles et renforce la compétitivité de la France sur les marchés européens. « La France dispose d’une électricité bas-carbone abondante. Elle peut être utilisée pour décarboner les transports, le bâtiment ou l’industrie en France, et/ou pour réduire l’utilisation du charbon et du gaz dans la production d’électricité en Europe », conclut Thomas Veyrenc.

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Une révision de la norme NF C 15-100 pourrait freiner le déploiement des kits solaires plug-and-play, ces panneaux photovoltaïques prêt-à-brancher.

Depuis quelques années, les kits solaires plug and play séduisent de nombreux foyers français. Leur simplicité d’installation, leur coût accessible et leur contribution à la transition énergétique en ont fait une solution prisée, en particulier dans un contexte d’augmentation des prix de l’énergie. Pourtant, une récente révision de la norme NF C 15-100 pourrait bouleverser leur avenir.

La norme NF C 15-100, publiée par l’Afnor, fixe les règles de conformité pour les installations électriques basse tension en France. Elle a récemment été mise à jour pour s’adapter aux nouveaux usages, incluant la production d’électricité photovoltaïque à domicile. À partir de septembre 2025, une nouvelle exigence stipule qu’un « générateur d’énergie électrique ne doit pas être connecté à un circuit terminal par le moyen d’un socle de prise ou d’une fiche »​​. Ce changement semble cibler directement les kits solaires plug and play, qui se branchent sur une prise classique. Or, cette caractéristique simplifie leur installation et les rend accessibles sans intervention professionnelle ni travaux coûteux​.

Un enjeu pour la transition énergétique

Les kits solaires plug and play offrent une alternative simple et économique aux systèmes photovoltaïques classiques, souvent onéreux et complexes à installer. Avec une puissance faible à modérée, ils permettent aux ménages de réduire leur consommation énergétique et de participer à la transition écologique​.

Dans un communiqué de presse, Laetitia Brottier, vice-présidente d’Enerplan, souligne leur importance : « Ces dispositifs sont un premier pas vers l’autoconsommation solaire et rendent les énergies renouvelables accessibles à tous, y compris aux ménages en situation de précarité énergétique »​. Mais cette nouvelle réglementation pourrait freiner la dynamique. Enerplan et le Syndicat des énergies renouvelables (SER) ont demandé des clarifications et un assouplissement des règles afin de préserver cette solution prometteuse​.

Des préoccupations de sécurité

La principale motivation derrière ce changement réglementaire semble être la sécurité. Une mauvaise utilisation des kits solaires, notamment en habitat collectif, peut entraîner des risques d’incendie. Les autorités souhaitent donc encadrer leur usage pour éviter des incidents graves​.

Une solution envisagée serait d’exiger une ligne électrique dédiée, équipée d’un disjoncteur différentiel, pour chaque kit. Bien que cette mesure garantirait la sécurité, elle augmenterait le coût et la complexité de l’installation, réduisant l’attrait de ces dispositifs​.

En Europe, la France adopte une position prudente, contrairement à des pays comme la Belgique ou l’Allemagne, qui simplifient leurs normes pour encourager l’adoption des kits solaires. La filière française espère un ajustement rapide de la réglementation pour éviter de freiner la démocratisation de l’énergie solaire​.

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L’identité des industriels qui devront construire et exploiter les deux grands parcs éoliens flottants français en Méditerranée a été dévoilé. Ce sont les consortiums « Éoliennes Méditerranée Grand Large » et « Ocean Winds » qui installeront les turbines au large de Fos-sur-Mer et de Narbonne.

La Commission de Régulation de l’Énergie (CRE) vient de désigner les deux lauréats de l’appel d’offres pour la construction et l’exploitation de deux parcs éoliens flottants en mer Méditerranée, Éoliennes Méditerranée Grand Large et Ocean Winds. Ces projets, situés respectivement dans le golfe de Fos (Bouches-du-Rhône) et au large de la zone narbonnaise (entre Hérault et Aude), participent aux objectifs renouvelables français.

Deux parcs de même puissance, 250 MW

Le premier projet, attribué à Éoliennes Méditerranée Grand Large (associant le français EDF Renouvelables au canadien Maple Power), se déploiera à plus de 25 km des côtes de Fos-sur-Mer. Doté de 22 éoliennes (dont 19 nouvelles unités), ce parc affichera une capacité totale de 250 mégawatts (MW), de quoi alimenter 450 000 foyers dès sa mise en service prévue à l’horizon 2031​​.

Le second projet, porté par Ocean Winds (coentreprise du français Engie et du portugais EDPR), s’implantera dans la zone narbonnaise, entre Agde (Hérault) et Port-la-Nouvelle (Aude), à une distance similaire des côtes. Ce parc intégrera 12 turbines géantes, d’une puissance individuelle de 21,5 MW, pour une capacité de 250 MW. Leur nacelle sera à 163 mètres de haut avec 300 mètres en hauteur maximale de pales. L’investissement s’élève à environ 800 millions d’euros, avec des travaux envisagés pour le début des années 2030​​. Le tarif de rachat est élevé, à 92,7 euros/mégawattheure (MWh).

Des engagements pour l’économie et l’environnement

Le ministre de l’Industrie et de l’énergie, Marc Ferracci, souligne « l’importance de ces projets éoliens, qui combinent une filière industrielle verte et la réponse aux enjeux de la transition énergétique ». Par exemple, les lauréats se sont engagés à :

• Recycler les matériaux : des pales aux aimants, tout sera conçu pour être recyclé.
• Affecter positivement les territoires : au moins 10 % des prestations seront confiées à des PME locales, avec un financement participatif de 10 millions d’euros prévu par chaque opérateur.
• Participer à l’insertion professionnelle : un total de 800 000 heures de travail sera mobilisé, dont 20 % dédiées à la formation des personnes en situation de précarité​.

Après l’attribution d’un premier projet d’éolien flottant au printemps 2024 et l’achèvement des parcs de Fécamp et Saint-Brieuc, cette décision participe à la réalisation des objectifs nationaux : 18 GW d’éolien en mer en service d’ici 2035 et 45 GW d’ici 2050. Avec l’attribution de ces deux projets en Méditerranée, la puissance totale des projets en exploitation, en construction ou en développement sur les côtes françaises atteint désormais environ 5,3 GW.

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L’Axial Skelter est une turbine marémotrice à la forme particulière : elle est inspirée d’un coquillage. Cette innovation venue du Royaume-Uni permettrait d’exploiter l’énergie des marées en réduisant les contraintes techniques et les impacts sur la biodiversité.

L’énergie marémotrice, jusqu’ici extrêmement marginale dans le mix des énergies renouvelables, pourrait prendre un virage avec l’Axial Skelter. Développée par Spiralis Energy, cette turbine en forme de spirale promet une exploitation durable et efficace des courants marins et fluviaux. Alliant biomimétisme, modularité et optimisation des ressources, les premiers résultats donnés par le constructeur sont prometteurs.

L’Axial Skelter adopte une forme hélicoïdale, inspirée des coquillages marins, offrant résistance et durabilité. Elle n’est qu’en partie immergée, ainsi la génération d’électricité se fait hors de l’eau dans des conditions plus sèches. Conçu à partir de plastiques recyclés via impression 3D, ce dispositif réduirait les coûts. Chaque unité, prévue pour dure 25 ans en milieu marin, aurait un impact réduit sur la biodiversité, en évitant les blessures infligées à la faune, à l’inverse des turbines à pales traditionnelles.

250 kW pour la version grandeur nature

Lors des essais de 2024, l’Axial Skelter a atteint 2 500 watts (W) à 21 rotations par minute, avec une précision de 98,5 % par rapport aux simulations de Cape Horn Engineering. La version grandeur nature, de 16 mètres de long et 5 mètres de diamètre, projette une puissance de 250 kilowatts (kW). Deux unités seront testées dans la Manche dans des conditions hivernales pour optimiser leur rendement et leur robustesse.

Grâce à son design modulaire, l’Axial Skelter est censé faciliter la maintenance : ses segments sont remplaçables et fabriqués rapidement, en moins d’une semaine. Transportable et adaptable, il convient aussi bien aux communautés insulaires qu’à des applications industrielles, comme l’alimentation de centres de données ou la production d’hydrogène.

Une source d’énergie continue et prévisible

L’énergie marémotrice se distingue par sa fiabilité : totalement prévisible, car dépendante des marées, elle peut fournir un apport énergétique presque constant. Spiralis Energy envisage de couvrir 11 % des besoins annuels du Royaume-Uni, un objectif qui semble de prime abord démesuré.

Soutenue par Kistos Holdings et membre du Marine Energy Council, Spiralis Energy participe à faire du Royaume-Uni un leader mondial en énergie marine. L’Axial Skelter illustre une vision ambitieuse : produire de l’énergie propre, modulable et accessible, tout en respectant les écosystèmes marins. Cette technologie pourrait bien être installée en France comme au Raz Blanchard ou à la Rance où l’énergie marémotrice est déjà exploitée. La révolution hydrolienne est déjà en marche au Royaume-Uni, comme en témoignent les derniers contrats pour différence attribués le 3 septembre 2024 pour 28 mégawatts (MW) d’hydroliennes ou 121 MW sur les trois dernières années.

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Les 27 membres de l’Union européenne (UE) pressent la commission pour développer cette énergie. Selon un récent rapport de l’Agence internationale de l’énergie (AIE), la géothermie pourrait couvrir jusqu’à 15 % de la croissance de la demande mondiale en électricité d’ici 2025.

Alors que le monde cherche des solutions pour répondre à la demande croissante d’électricité tout en réduisant les émissions de carbone, la géothermie pourrait jouer un rôle crucial. Issue de la chaleur naturelle des sous-sols, cette énergie renouvelable représente actuellement moins de 1 % de la production mondiale d’électricité, mais son potentiel est immense.

Selon un rapport de l’Agence internationale de l’énergie (AIE) publié le 13 décembre, la géothermie pourrait couvrir jusqu’à 15 % de la croissance de la demande mondiale en électricité d’ici 2050, soit 800 gigawatts de capacité, l’équivalent de la consommation combinée des États-Unis et de l’Inde. Cette perspective repose sur une réduction substantielle des coûts, rendue possible par l’adoption de techniques issues de l’industrie pétrolière et gazière, telles que le forage profond ou l’exploitation de roches « super chaudes ».

Pourquoi la géothermie n’est pas la première des énergies renouvelables ?

Malgré ces promesses, le développement de la géothermie est freiné par des coûts initiaux élevés et des délais administratifs qui peuvent dépasser une décennie. Aujourd’hui, seuls 30 pays disposent de cadres réglementaires pour soutenir cette technologie, contre une centaine pour le solaire et l’éolien. En Europe, où cette ressource représente moins de 3 % de l’énergie produite, les ministres de l’Énergie des 27 ont récemment appelé à un plan d’action européen pour accélérer le déploiement des projets géothermiques, relève le média spécialisé Contexte. Ce plan inclurait des garanties financières pour réduire les risques et des procédures simplifiées pour l’obtention des permis.

L’industrie s’implique

Certaines industries commencent toutefois à explorer le potentiel de la géothermie. Stellantis, par exemple, a inauguré une centrale géothermique dans son usine de Caen, en France. Ce projet, soutenu par des fonds publics, permettra de réduire de 75 % les émissions de CO2 du site tout en diminuant de 70 % sa consommation de gaz​. Dans le Grand Est, l’usine agroalimentaire Roquette de Benheim exploite également une centrale à géothermie profonde. 

Ce type d’initiative démontre que la géothermie peut jouer un rôle clé dans la décarbonation de secteurs industriels. Avec des investissements estimés à 2500 milliards de dollars d’ici 2050, la géothermie pourrait devenir l’une des sources d’énergie les plus compétitives, aux côtés de des autres énergies renouvelables et du nucléaire. Mais pour que cette vision se réalise, les gouvernements et l’industrie doivent s’unir pour lever les obstacles techniques et financiers, et ainsi exploiter pleinement cette ressource encore sous-utilisée.

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Une étude montre qu’augmenter le seuil de mise en rotation d’une éolienne permettrait de sauver en moyenne 12 chauve-souris dans l’Etat de Victoria en Australie.

Les chauves-souris, essentielles à nos écosystèmes, souffrent de la transition énergétique, particulièrement à cause des éoliennes. Une étude a révélé que chaque turbine tue en moyenne 12 chauves-souris par an, ce qui représente entre 25 000 et 50 000 décès annuels dans cet Etat de Victoria en Australie, où sont implantées 2 300 éoliennes. Ces collisions, concentrées en été et en automne, dépassent de loin les impacts sur les oiseaux.

Face à cette situation, des solutions émergent. Modifier les vitesses de démarrage des éoliennes, une mesure appelée « curtailment », s’avère très efficace selon une étude. Une équipe de recherche, dont les travaux sont relatés par The Guardian, a démontré qu’augmenter la vitesse minimale de démarrage des éoliennes de 1 à 3 mètres par seconde (m/s) permet de réduire les mortalités de chauves-souris d’au moins 33 %. Une recherche récente a même montré qu’un seuil de 5 m/s diminuait les collisions pour toutes les espèces de près des deux tiers.

Des mesures strictes pour les associations écologistes

L’Australasian Bat Society milite pour des mesures strictes : un seuil uniforme de 7 m/s pour les éoliennes, du crépuscule à l’aube, pendant les saisons où les chauves-souris sont actives. Une telle stratégie pourrait garantir un développement éolien compatible avec la préservation de la biodiversité, tout en maintenant l’objectif crucial de réduction des émissions carbone, selon l’ONG.

Cependant, d’autres défis subsistent. Les chauves-souris, dont 13 espèces sont classées comme menacées en Australie, font face à de multiples pressions, comme la perte d’habitat et le changement climatique. La Clean Energy Council australienne souligne que si l’industrie éolienne travaille à minimiser ses impacts, une réponse coordonnée est nécessaire pour protéger ces animaux.

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Un appel d’offres inédit a été lancé par la Power Construction Corporation of China (PowerChina). Cet appel d’offre vise à fournir des systèmes de batteries d’une capacité totale de 16 gigawattheures (GWh), du jamais vu en termes de prix et de volume.

La Power Corporation China a récemment conclu un gigantesque appel d’offres pour 16 GWh de stockage par batteries. Les prix, eux aussi, sont ahurissants. Le processus d’appel d’offres a attiré 76 soumissionnaires, avec des propositions oscillant entre 60,5 et 82 dollars par kilowattheure ($/kWh), pour une moyenne de 66,3 $/kWh. Ces prix incluent non seulement les batteries lithium-phosphate de fer (LFP), mais également des prestations comme la conception du système, l’installation, la maintenance sur 20 ans et des dispositifs de sécurité intégrés.

En comparaison, le coût global des systèmes de batteries au niveau mondial atteint en moyenne 125 $/kWh. C’est le fruit d’une concurrence sur le marché chinois et d’une surcapacité de production de cellules​, couplées aux batteries.

Des exigences techniques et stratégiques

L’appel d’offres inclut des certains critères particuliers. Les systèmes doivent utiliser des cellules de batterie d’une capacité nominale d’au moins 280 Ampère heures et offrir une efficacité globale supérieure à 85 %. Les soumissionnaires doivent également prouver leur expertise technologique dans au moins l’un des domaines suivants : cellules de batterie, systèmes de conversion d’énergie (PCS), systèmes de gestion d’énergie (EMS) ou systèmes de gestion de batteries (BMS).

Cette stratégie s’inscrit dans le plan plus large de PowerChina visant à soutenir la transition énergétique du pays. La Chine doit rapidement sortir du charbon, elle qui est le premier consommateur mondial. Elle prévoit aussi l’acquisition de 51 gigawatts (GW) de modules solaires, 25 GW de turbines éoliennes et d’autres équipements nécessaires à ses projets renouvelables.

Des interrogations subsistent

Ces systèmes joueront un rôle clé dans l’intégration des énergies renouvelables et la stabilisation des réseaux électriques, deux enjeux cruciaux pour atteindre la neutralité carbone d’ici 2060​​, objectif que la Chine s’est fixée. Aussi, ce projet montre l’importance croissante des EPC (entreprises d’ingénierie, d’approvisionnement et de construction) chinoises.

En revanche, cette baisse des prix pourrait engendrer des défis, notamment la pression accrue sur les marges des fabricants de batteries et des impacts potentiels sur la qualité et la sécurité des systèmes. Les résultats définitifs de cet appel d’offres fourniront une indication claire sur l’orientation future du secteur.

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