Une jeune startup française travaille à la mise au point un bateau de pêche autonome, avec une particularité singulière : celui-ci ne devrait pas rentrer au port avec une cargaison de thon, de cabillaud ou de sole, mais plutôt avec des batteries chargées d’électricité décarbonée. 

Que faisait donc cet esquif sans pilote, le long de la digue du port de plaisance des Sablons, à Saint-Malo ? Loin du simple modèle réduit télécommandé, ce monocoque basé sur un ancien Optimist est en réalité un prototype de navire capable de produire de l’électricité, à l’échelle 1/5.

Baptisé Onni, il doit permettre à la startup française UNDA de tester la faisabilité de sa solution technique brevetée de production d’énergie. Celle-ci consiste en un navire autonome et sans pilote, capable de se positionner dans des vagues pouvant atteindre 4 mètres, et de transformer les mouvements de la houle en électricité via un système oscillo-battant. Une fois les batteries pleines, le bateau revient automatiquement au quai pour injecter l’électricité produite sur le réseau. Selon la startup, un tel bateau pourrait produire entre 600 et 700 MWh d’énergie par an. Le démonstrateur sera testé en conditions réelles pendant près d’un an et demi dans le port de Saint-Malo.

Une approche différente des technologies houlomotrices existantes

À l’heure actuelle, de nombreux concepts de production d’énergie issue de la houle reposent sur des dispositifs flottants, mais ancrés au fond marin, et nécessitent une infrastructure permettant de ramener la production d’électricité à terre via des connexions électriques dédiées. À l’inverse, d’autres systèmes, comme DIKWE ou EcoWave Power, sont conçus pour être installés à proximité directe des infrastructures portuaires. Ces derniers profitent généralement d’une houle moins puissante qu’au large.

Sur le papier, le système UNDA réunit le meilleur des deux mondes, et permet de profiter au mieux de la houle, sans nécessiter de liaison électrique coûteuse. Cette configuration lui confère également une plus grande polyvalence, et des investissements moins importants en matière d’infrastructure. Pour ces raisons, ce système pourrait être parfaitement adapté aux communautés insulaires isolées électriquement, qui sont soucieuses de décarboner leurs moyens de production d’énergie. Le système UNDA a également l’avantage de ne nécessiter qu’une maintenance simple, et de ne pas entraîner de conflit d’usage en mer.

L’article Ce bateau va utiliser l’énergie des vagues pour produire de l’électricité est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Si les parcs éoliens font souvent l’objet de procédures judiciaires, notamment du fait d’associations locales, rares sont les situations qui durent aussi longtemps. Dans l’Hérault, le sort du parc éolien de Bernagues est encore incertain, de plus de 20 ans après l’obtention du premier permis de construire. 

D’apparence, la petite ville héraultaise de Lunas a des allures de havre de paix, blottie au cœur des reliefs cévenols. Pourtant, voilà plus de 20 ans que s’y joue un feuilleton judiciaire sur fond d’énergies renouvelables et de biodiversité. Tout commence en 2004, quand un premier permis de construire est validé pour l’implantation d’un parc éolien de sept turbines. Mais le Conseil d’État est saisi par des associations de défense de l’environnement, au motif que des Aigles Royaux vivent non loin du projet. Le Conseil d’État décide d’annuler par deux fois le permis de construire du parc, en 2011 et 2012.

Finalement, dans un cadre juridique contesté, l’entreprise Énergies renouvelables du Languedoc (ERL) entame la construction et la mise en service du parc éolien entre 2015 et 2016. L’histoire ne s’arrête pas là, puisqu’en 2021, l’entreprise est condamnée à la démolition du parc par le Tribunal d’instance de Montpellier, faute de permis de construire valide. Cette décision sera ensuite confirmée en décembre 2023 par la cour d’appel de Nîmes. Entre-temps, l’entreprise sera également condamnée pour la mort d’un vautour en 2020, puis la mort d’un aigle royal en janvier 2023.

Démantèlera, démantèlera pas ?

Mais au bout du suspense, ce 30 avril 2025, la Cour de cassation a finalement cassé l’arrêt de la cour d’appel de Nîmes qui ordonnait le démantèlement du parc. Selon la Cour de cassation, le permis de construire n’est finalement pas nécessaire, puisque les permis de construire n’existent plus pour les éoliennes depuis 2017.

Si les équipes d’ERL ont dû pousser un soupir de soulagement à l’issue du verdict, les pales des 7 éoliennes du parc ne sont pas près de se remettre à tourner. En parallèle, le tribunal de Montpellier a ordonné l’arrêt pour un an du parc éolien, du fait de la mort de l’aigle royal. Ce jugement s’accompagne d’une amende de 200 000 euros, dont 100 000 euros avec sursis. Ce cas n’est d’ailleurs pas unique, puisque ce même tribunal judiciaire de Montpellier a également exigé la suspension d’activité immédiate pour quatre mois d’un autre parc éolien situé sur le causse d’Aumelas. Celui-ci, composé de 31 éoliennes, aurait causé la mort de 150 à 300 faucons crécerellette.

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La tranche biomasse de la centrale de Provence (Bouches-du-Rhône) a récemment redémarré, mais pour combien de temps ? Malgré un accord avec l’État, elle suscite les polémiques, et témoigne des potentielles limites de la biomasse comme énergie vertueuse.

Malgré un récent accord entre l’État et GazelEnergie, exploitant de la centrale biomasse de Gardanne, celle-ci continue d’être sous le feu des critiques. Principal sujet de tension : l’impact environnemental de la centrale, notamment sur les écosystèmes locaux. La situation est telle que la justice a sommé l’entreprise d’élargir son étude d’impact aux forêts du sud-est de la France. Ainsi, une enquête publique au vaste périmètre vient d’ouvrir.

Au total, cette enquête mobilise 15 commissaires enquêteurs, et s’étend sur 324 communes, 17 départements et 3 régions. L’objectif est d’étudier l’impact de la centrale sur les forêts locales et leur économie. Il faut dire que pour son fonctionnement, pourtant plafonné à 4 000 heures par an contre les 7 500 heures initialement prévues, il lui faudra pas moins de 240 000 tonnes annuelles de plaquettes forestières prélevées sur 250 km autour de la centrale.

Pour atteindre les 450 000 tonnes de biomasse requises, 60 000 tonnes proviendront de déchets bois dans un rayon de 200 km. Enfin, les 150 000 tonnes restantes devront arriver par bateau depuis le Brésil ou l’Espagne.

L’absence de cogénération, plus gros problème de la centrale de Gardanne ?

Les 240 000 tonnes nécessaires constituent un volume très important. À titre de comparaison, la région Auvergne-Rhône-Alpes a produit, en 2024, 1,25 million de tonnes de bois déchiqueté. De ce fait, les associations locales s’inquiètent d’une potentielle concurrence de la centrale de Gardanne avec des modèles locaux plus vertueux.

Outre ces besoins en biomasse locale, ainsi que ses importations de biomasse, la centrale de Gardanne a un autre problème majeur. À l’instar de la centrale biomasse Sylviana (Var), elle affiche un rendement proche des 30 %, voire moins selon certaines sources, du fait de l’absence de cogénération. En l’état, presque les ¾ de bois brûlé est perdu en chaleur, simplement évacuée dans l’atmosphère. Pourtant, celle-ci pourrait être récupérée et valorisée par le biais de réseaux de chaleur, comme c’est le cas pour de nombreuses installations de biomasse. À Gardanne, ce fonctionnement a été envisagé pour alimenter en chaleur la commune voisine et l’usine d’Alumines Altéo, mais n’a finalement jamais abouti.

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Les parcs éoliens offshore de grande taille ont du plomb dans l’aile depuis plusieurs mois. Dernier exemple en date : le projet britannique Hornsea 4 et ses 2,4 GW vient d’être annulé. 

Il n’atteindra pas les 7,8 GW de puissance installée, du moins pas tout de suite. Le cluster Hornsea, composé de deux parcs éoliens déjà en service et d’un troisième en construction, est à ce jour le plus grand site éolien en mer mondial. Le parc devait compter une quatrième extension de 2,4 GW, mais celle-ci ne verra finalement pas le jour, faute de rentabilité.

Actuellement, le parc éolien Hornsea comporte 3 phases distinctes :

• Hornsea 1, composé de 174 éoliennes pour 1218 MW, a été mis en service en 2020,
• Hornsea 2, composé de 165 éoliennes pour 1386 MW, a été mis en service en 2022,
• Hornsea 3, composé de 231 éoliennes pour 2900 MW, est en cours de construction et devrait être mis en service d’ici 2027.

Carte des différentes phases du projet éolien offshore Hornsea / Image : Orsted.

La quatrième tranche de ce projet a été attribuée, en septembre dernier, à Orsted par le gouvernement britannique. Mais après neuf mois de développement, le géant dannois a décidé de renoncer au projet dans sa forme actuelle. Pour expliquer cette décision, le groupe a notamment cité la hausse des coûts des chaînes d’approvisionnement ainsi que la hausse des taux d’intérêt. Ces deux facteurs clés ont grandement altéré la rentabilité visée par Orsted sur ce projet. Espérant une évolution de la situation, Orsted conserve tout de même Hornsea 4 dans son portefeuille de projets.

Un cas loin d’être isolé

Le cas de figure rencontré par Orsted est loin d’être anodin. En réalité, tous les acteurs de l’éolien en mer sont confrontés aux mêmes contraintes. Dès 2023, Vattenfall et Iberdrola ont été contraints d’annuler des projets avec Norfolk Boreas, d’une puissance projetée de 1,4 GW, et Park City, d’une puissance de 804 MW. Plus récemment, Vattenfall a également dû interrompre le développement du projet suédois Kriegers Flak pour cause de conditions d’investissement non viables.

Enfin, l’hostilité de Donald Trump envers parcs éoliens offshore a également sérieusement entamé le développement de certains projets. BP a, ainsi, été contraint de revendre ses projets Empire 1 et 2 à Equinor, tout en annulant, en février, la demande de raccordement du parc Beacon Wind, situé au large de New York.

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On connaissait l’intérêt de Google vis-à-vis des mini réacteurs nucléaires SMR. Le géant américain vient de montrer qu’il croyait également au nucléaire plus conventionnel, en finançant le développement de grandes centrales.

Google continue d’investir dans le nucléaire. Après un récent accord signé avec Kairos Power, pour l’installation de 6 à 7 mini réacteurs nucléaires SMR, le géant américain vient d’accepter de financer les premiers stades de développement de trois nouveaux sites nucléaires, portés par Elementl Power. Si aucun élément n’a été officialisé sur le montant de l’investissement, ou la localisation des trois sites, on sait que chacune des centrales aurait une puissance d’au moins 600 MW. Dans le cadre de cet accord, Google bénéficie d’une option d’exploitation commerciale une fois les sites opérationnels.

Pour l’heure, Elementl Power, qui a été fondée en 2022, n’a encore aucun site à son actif, et n’a pas annoncé de choix en matière de technologie de réacteur. L’entreprise se laisse donc la possibilité de choisir la technologie la plus avancée au démarrage de la construction. L’entreprise vise la mise en service de 10 GW de centrales nucléaires sur le réseau américain d’ici 2035.

Le nucléaire, porté par les géants de l’IA

Cette nouvelle témoigne, une nouvelle fois, de l’engouement des GAFAM pour l’énergie issue du nucléaire. Avec le développement massif de l’intelligence artificielle, les géants de la tech se sont lancés dans une course contre-la-montre pour augmenter les capacités de production d’énergie. Récemment, Jack Clark, le co-fondateur de la société Anthropic, spécialisée dans l’intelligence artificielle, a indiqué que pour suivre la croissance de l’IA, il faudrait pas moins de 50 GW de puissance électrique supplémentaire d’ici 2027.

Néanmoins, pour faire face à ces besoins grandissants, pas question d’avoir recours aux énergies fossiles. Les géants du numérique s’emploient donc, un à un, à multiplier les investissements dans la production d’énergie décarbonée, et en particulier celle issue du nucléaire. Ainsi, Microsoft vient de s’approprier la future production électrique du réacteur n° 1 de la centrale Three Mile Island, tandis qu’Amazon s’apprête à construire l’un de ses data center à proximité directe d’une centrale nucléaire, et vient d’investir 500 millions de dollars dans une startup spécialisée dans les SMR.

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Presque deux ans après le début du chantier, le parc éolien offshore situé au large de Noirmoutier et de l’île d’Yeu s’apprête à recevoir ses premières éoliennes. Si tout se passe comme prévu, sa mise en service devrait être effective avant la fin de l’année 2025.

En voyant le « Vole au vent » aussi chargé, difficile d’imaginer qu’il va parcourir plus de 50 km en mer pour permettre l’installation des premières turbines du parc « Éoliennes en Mer Îles d’Yeu et de Noirmoutier ». Le navire à, en effet, quitté la plateforme logistique de 14,5 hectares située à Saint-Nazaire, avec à son bord 4 mâts, 4 turbines et 12 pâles. Une fois sur site, les éoliennes devraient directement être installées par le navire auto-élévateur.

Au total, celui-ci devrait réaliser 15 allers-retours similaires pour installer les 61 éoliennes de 8 MW. Ocean Winds, actionnaire majoritaire de la société EMYN dédiée au parc Yeu-Noirmoutier, revendique 90 à 95 % de contenu européen sur ce projet. Les turbines et les pales ont été assemblées au Havre par Siemens Gamesa, tandis que les mâts ont été fabriqués par Haizea Breizh, à Bilbao. Certains composants sont même fabriqués à la Bruffière, en Vendée.

Une mise en service prévue pour novembre 2025

Ocean Winds espère une mise en service des 496 MW du parc dès le mois de novembre 2025. Mais pour atteindre cet objectif, il va falloir maintenir une cadence de travail élevée, car il reste beaucoup à faire. Depuis l’installation de la sous-station, en juin 2024, la réalisation des fondations, de type monopieu, bat son plein. À ce jour, 41 d’entre elles sont terminées.

Le raccordement électrique avance aussi : 24 des 61 câbles inter-éoliens du projet ont déjà été posés. De son côté, RTE vient d’annoncer avoir mis à disposition de la société EMYN la première des deux liaisons de raccordement électrique. La mise à disposition définitive devrait avoir lieu d’ici quelques semaines. Pour rappel, le parc sera raccordé au réseau électrique national par le biais d’une double liaison à très haute tension à 225 000 volts, d’une longueur totale de 56 km, dont 27 km de liaison sous-marine. Le parc devrait produire l’équivalent de la consommation de 800 000 habitants par an.

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Estimée à 25 milliards d’euros en 2016, la facture du projet Cigéo pourrait finalement être comprise entre 26 et 37 milliards d’euros. Cette nouvelle estimation doit désormais être arbitrée par le gouvernement avant la fin de l’année 2025.

Le projet Cigéo, qui consiste à stocker les déchets nucléaires les plus dangereux à 500 m de profondeur, continue de se concrétiser, doucement, mais sûrement. Alors que l’Agence de sûreté nucléaire et de radioprotection (ASNR) a jugé satisfaisante la sûreté du futur site de stockage profond des déchets nucléaires, l’Agence nationale pour la gestion des déchets radioactifs (Andra) vient de rendre sa copie mise à jour, concernant le chiffrage du projet. C’était à prévoir : la facture sera plus salée que prévu. En préambule de ce nouveau chiffrage, l’Andra a rappelé la difficulté d’un tel exercice. Il s’agit, en effet, d’évaluer le coût de construction, d’exploitation et de démantèlement du projet sur une période de plus de 150 ans !

L’estimation de ces coûts, reposant sur une période allant de janvier 2016 à l’horizon 2170, est comprise entre 26,1 et 37,5 milliards d’euros. L’écart compris entre l’estimation haute et l’estimation basse est notamment lié à des incertitudes sur le niveau de la fiscalité pour toute la durée du projet. L’Andra annonce ainsi un écart de 7,4 milliards d’euros sur ce point, entre l’hypothèse haute et l’hypothèse basse. En parallèle, l’Andra a prévu une enveloppe de provisions située entre 0,5 et 1,9 milliard d’euros pour couvrir les risques et aléas associés à la réalisation de la construction initiale. Celle-ci a ainsi été estimée entre 7,9 et 9,6 milliards d’euros.

1 à 2 % du coût total de la production électrique d’origine nucléaire

Si la responsabilité des installations de stockage des déchets radioactifs est portée par l’Andra, leur financement est à la charge des producteurs de déchets radioactifs, à savoir EDF, le CEA et Orano. De ce fait, les trois établissements prévoient des enveloppes financières. Dès le début du projet, engagé en 2006, il a été décidé que le financement du site et de son exploitation devait être assuré dès aujourd’hui pour ne pas reporter cette charge sur les générations futures. Si l’enveloppe est colossale, elle ne représente que 1 % à 2 % du coût total de la production électrique d’origine nucléaire associée.

D’abord espérée entre 2035 et 2040, la première livraison de déchets radioactifs devrait finalement avoir lieu à l’horizon 2050. Sa phase d’exploitation devrait donc durer un siècle. Une fois les 80 000 mètres cubes de déchets radioactifs stockés, le site sera démantelé, puis fermé. Si le volume colossal, la moitié de ces 80 000 mètres cubes ont déjà été produits, et les capacités de stockage de Cigéo ne prennent pas en compte les besoins liés aux futurs EPR 2.

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Était-ce la goutte d’eau de trop, qui pourrait faire repasser l’Espagne du côté nucléaire des énergies décarbonées ? Si, pour le moment, la position officielle du gouvernement espagnol n’a pas changé, le récent black-out ranime des tensions dans le pays au sujet de la fermeture des centrales nucléaires. 

À l’heure actuelle, les causes du blackout, qui a secoué l’Espagne la semaine dernière, ne sont pas encore connues. Pourtant, dans le débat public, chacun y va de sa solution pour que cette situation ne se reproduise pas. C’est dans ce contexte que le sujet du nucléaire refait surface. Le pays a, en effet, prévu une sortie du nucléaire avec la fermeture progressive des centrales du pays, en commençant par celle d’Almaraz. Cette centrale, composée de deux réacteurs de 1 045 MW, produit l’équivalent de 8 % de la consommation annuelle du pays et est considérée comme parfaitement fonctionnelle, notamment grâce à des investissements réguliers.

Pourtant, selon le programme officiel signé en 2019 par l’Espagne, ces deux réacteurs devraient être fermés en 2027 et 2028. Du côté de l’opposition comme du côté de l’exploitant de la centrale, on voit l’arrêt de ces deux réacteurs d’un mauvais œil. Selon ces derniers, cette fermeture priverait le pays d’une source d’électricité fiable et pilotable.

Un changement de cap à l’échelle européenne ?

De l’autre côté des Pyrénées, la sortie du nucléaire a été évoquée dès la fin des années 2000, avant d’être actée par le biais d’un programme officiel en 2019. Néanmoins, entre-temps, le monde a changé et le nucléaire a bénéficié d’un regain de popularité partout en Europe. Ainsi, la Belgique qui souhaitait sortir du nucléaire, a décidé de faire volte face et de prolonger ses deux derniers réacteurs Tihange 3 et Doel 4 jusqu’en 2045. La Suède et les Pays-Bas souhaitaient également sortir du nucléaire, mais ont finalement changé d’avis. Même l’idée de relancer le nucléaire fait son chemin en Allemagne.

À l’échelle de l’Espagne, la situation pourrait ainsi changer. D’ailleurs, la plus farouche opposante espagnole au nucléaire, Teresa Ribera, affiche désormais une position nettement plus nuancée qu’auparavant. Si elle a été instigatrice du programme de sortie du nucléaire, en tant que ministre de la Transition écologique, elle prône désormais le pragmatisme en tant que vice-présidente de la Commission Européenne.

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En faisant office de récifs artificiels, les éoliennes offshore pourraient jouer un rôle positif dans le développement de la faune sous-marine. Une startup française veut profiter de l’installation prochaine du parc des Éoliennes flottantes du golfe du Lion (EFGL) pour déployer ses solutions de restauration des milieux aquatiques.

Les parcs éoliens flottants pourraient devenir de véritables Eden sous-marins pour la vie aquatique, grâce à la société Ecocean. Fondée en 2003, l’entreprise française œuvre au service de la biodiversité aquatique, et vient d’installer sur l’un des trois flotteurs du futur parc EFGL (Éoliennes flottantes du golfe du Lion), 32 exemplaires de l’une de ses inventions : la biohut.

Chacune de ces biohuts est constituée de deux cages métalliques. La première est chargée de substrats naturels à base de coquilles d’huîtres, et se destine à renforcer la survie post-larvaire des espèces marines. La seconde cage, vide, sert de refuge aux poissons juvéniles, et leur permet de se protéger des prédateurs.

Quasiment finis, les trois flotteurs, construits sur le site Eiffage Métal de Fos-sur-Mer, vont bientôt être remorqués jusqu’à Port-la-Nouvelle. Là-bas, ils recevront leurs éoliennes avant d’être définitivement installés à 16 km de la côte. Pour rappel, ce projet de 3 éoliennes flottantes, pour un total de 30 MW, devrait être mis en service d’ici la fin de l’année 2025.

Des installations dédiées aux éoliennes et aux installations photovoltaïques flottantes

Voilà presque 10 ans que Écocean et Ocean Winds, porteur du projet EFGL, travaillent en collaboration pour rendre possible la mise en place de ces refuges aquatiques sur les flotteurs d’éolienne. Déjà, en 2019, une vingtaine de ces biohuts avaient été installées sur BoB, une bouée d’observation destinée à préparer l’installation des éoliennes flottantes.

Ces outils ne sont pas exclusifs aux éoliennes offshores. Plusieurs de ces dispositifs ont été installés sur des parcs photovoltaïques flottants. C’est notamment le cas sur le parc solaire flottant de Bomhofsplas, d’une surface totale de 18 hectares. Trois ans après leur installation, ils auraient permis une augmentation considérable de la présence de faune aquatique, que ce soit des invertébrés ou des poissons.

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Depuis le sommet du Cheval Blanc (Suisse), à 2 830 mètres d’altitude, l’idée de créer une station de pompage turbinage entre les réservoirs du Vieux Émosson et de l’Émosson sonne presque comme une évidence, grâce aux 300 mètres dénivelé qui les séparent. Après 14 ans de travaux, la STEP Nant de Drance et ses 20 GWh de capacité fonctionnent à merveille, en témoigne son rendement record.

Moins de trois ans après sa mise en service, la STEP suisse Nant de Drance tourne à plein régime et prouve son parfait fonctionnement. Sur l’année 2024, la centrale a fonctionné, en moyenne, 18 heures par jour, et ses turbines ont cumulé 19 000 heures de fonctionnement. Résultat : l’installation a consommé 1 176 GWh d’électricité pour en restituer 974 GWh à des moments clés, afin de stabiliser le réseau national suisse. En d’autres termes, la batterie géante de 20 GWh affiche un rendement de 82 % !

La STEP : solution la plus efficace pour stocker de grandes quantités d’énergie

Cet outil de stockage d’énergie est le fruit d’un investissement financier colossal.  Si le budget prévisionnel a quasiment été respecté, ce sont plus de 2 milliards de francs suisses qui auront été nécessaires à la construction de l’ouvrage. Mais le jeu en vaut la chandelle. Si le coût global est élevé, le prix par MWh de capacité de stockage, situé à environ 110 000 €/MWh, est très intéressant, en comparaison à d’autres technologies.

Pour s’en convaincre, il suffit de prendre l’exemple de la future plus grande batterie stationnaire (BESS) de France, qui sera bientôt mise en service du côté de Reims. D’une capacité de 480 MWh, cette installation devrait nécessiter 100 millions d’euros, soit près de 208 000 €/MWh.

Une durée de vie quasi infinie

Certes, la BESS a pour elle un rendement supérieur, dépassant les 90 %. Néanmoins, sa durée de vie devrait être nettement inférieure. Les batteries au lithium qui la compose perdent en capacité au fil du temps, et leur durée de vie est généralement estimée aux alentours de 15 ans. De son côté, la durée de vie de la STEP devrait allègrement dépasser les 60 ans, voire dépasser le siècle selon l’entretien réalisé.

Si l’impact environnemental direct d’une STEP sur l’environnement est généralement plus important qu’une BESS, la centrale Nant de Drance profite de deux barrages existants, créés en 1955 et 1976, autour desquels de véritables écosystèmes se sont déjà créés. Pour compenser l’impact de la nouvelle construction, le projet suisse inclut 14 mesures de compensation environnementale, dont huit d’entre elles ont déjà été réalisées.

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La startup brestoise Eolink va enfin pouvoir démarrer l’assemblage de son prototype d’éolienne flottante de 5 MW. Grâce à une structure singulière, cette éolienne permet de réduire la quantité nécessaire de matériaux tout en assurant une meilleure résistance aux turbines de grande puissance. 

Chez Eolink, on croit dur comme fer que l’union fait la force, et ça se voit. Pour permettre le développement de l’éolien flottant à grande échelle, la startup française préfère miser sur quatre mâts inclinés par turbine, plutôt qu’un seul mât vertical. Pour prouver l’efficacité de ce concept, l’entreprise s’apprête à assembler un prototype à taille réelle sur le port de Brest. Celui-ci vient, en effet, de recevoir une livraison en provenance de Chine, comprenant les différents modules de cette éolienne à la structure singulière.

Ces sortes de Lego géants devraient donner naissance à une éolienne composée, non pas d’un mât, mais de quatre mâts, lui donnant une forme pyramidale. L’objectif ? Mieux répartir les contraintes mécaniques des turbines de grande puissance (jusqu’à 20 MW), tout en permettant une réduction de la taille du flotteur. La taille de ce prototype pré-commercial reste colossale puisque l’ensemble devrait dépasser les 2000 tonnes, et atteindre 150 mètres de hauteur en bout de pale.

Objectif : l’industrialisation

L’assemblage de l’éolienne devrait nécessiter un an de travail, et jusqu’à 80 salariés sur le quai dédié aux EMR du port de Brest. Une fois monté, le prototype sera remorqué jusqu’au large du Croisic pour être ancré sur le site du SEM-REV, et ainsi tenir compagnie à Floatgen, la première éolienne flottante de France. La production de l’éolienne devrait être équivalente à la consommation annuelle de 7 000 habitants.

Eolink espère une mise en service de son éolienne au printemps 2027. Celle-ci devrait être testée pendant environ 5 ans, puis permettre la mise en place d’une filière industrielle pour accélérer la fabrication des éoliennes commerciales. Dans le même temps, le port de Brest poursuit sa métamorphose pour devenir un haut-lieu de l’assemblage d’éoliennes flottantes. Ce n’est d’ailleurs pas un hasard si la Cité du Ponant vient d’accueillir l’édition 2025 du FOWT (Floating offshore wind turbines), un salon international dédié à l’éolien offshore. Si le prototype tenait ses promesses, Eolink pourrait fortement contribuer au déploiement des turbines de 20 MW, qui sont prévues dans plusieurs appels d’offres européens, y compris celui du futur parc Bretagne sud.

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La France continue de s’armer pour assurer sa transition énergétique, notamment en matière de terres rares. Dernier exemple en date : une nouvelle ligne de production de néodyme et de praséodyme issus du recyclage de métaux et destinés aux aimants permanents, à La Rochelle.

Le chimiste belge Solvay a décidé de rapprocher le destin de son usine « Rhodia Opérations La Rochelle » de son glorieux passé, grâce à l’inauguration d’une nouvelle ligne de traitement de terres rares nécessaire aux aimants permanents. Créé en 1948, sous le nom de Société française des terres rares, le site de La Rochelle est longtemps resté le premier producteur mondial de terres rares, en produisant notamment du mischmétal, un alliage de différentes terres rares destiné à la fabrication de pierres à briquet.

Toujours située sur le port industriel de Chef-en-Baie, la nouvelle ligne de production devrait, cette fois, permettre la production de néodyme et de praséodyme, deux matériaux indispensables à la fabrication des aimants permanents largement utilisés dans les voitures électriques. En fonction des résultats de cette nouvelle ligne, Solvay pourrait investir plus de 100 millions d’euros pour y produire jusqu’à 30 % de la demande européenne.

L’Europe travaille sur sa souveraineté énergétique

À l’heure actuelle, 92 % de ces matériaux indispensables à certains moteurs et générateurs électriques (dits à aimants permanents) sont produits en Chine, une situation qui rend l’Europe très dépendante à la Chine. Dans une volonté de gagner en indépendance et en souveraineté, l’heure est à la relocalisation de la production de certains éléments critiques, en particulier en France.

Ainsi, cette inauguration fait écho au début de la construction de l’usine Caremag, dans les Pyrénées-Atlantiques. Porté par l’entreprise Carester, ce projet industriel est également destiné à permettre la production européenne de terres rares grâce à des filières de recyclage. Le site de Caremag devrait produire du néodyme et du praséodyme, comme La Rochelle, mais également de l’oxyde de dysprosium et de terbium, pour atteindre jusqu’à 15 % de la production mondiale. En parallèle, plusieurs sites de production de panneaux photovoltaïques sont dans les cartons, dont la gigafactory CARBON, dont le permis de construire a été validé à Fos-sur-Mer. Face aux ambitieux objectifs de la PPE3, en matière d’énergies renouvelables, la réussite de ces projets apparaît plus décisive que jamais.

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Plus que jamais sous le feu des critiques, la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE3) sera-t-elle un jour publiée ? Cette fois, c’est la présidente de la Commission de régulation de l’énergie (CRE) qui donne son avis sur la question, tandis que le premier ministre a décidé de reporter la publication du document à la fin de l’été.

À quoi ressemblera finalement la nouvelle Programmation pluriannuelle de l’énergie ? Depuis plusieurs mois maintenant, le projet de décret agite la vie politique française. Et pour cause, les enjeux sont immenses, puisque le document est censé définir la feuille de route énergétique du pays pour les 10 prochaines années.

Parmi les principales critiques émises à l’encontre du document, la place des énergies renouvelables revient régulièrement. Cette fois, c’est au tour d’Emmanuelle Wargon, présidente de la CRE, de donner son avis sur le sujet. Loin de remettre en question l’importance des énergies renouvelables, elle a souligné l’importance d’électrifier les usages pour permettre la décarbonation du mix énergétique français, et pour permettre au pays de gagner en souveraineté énergétique. Toutefois, elle a indiqué qu’il était nécessaire de « tenir compte du décalage de la demande en électricité ». En effet, pour l’heure, les usages peinent à s’électrifier, et la consommation française retrouve difficilement des couleurs depuis la crise du Covid.

De ce fait, Emmanuelle Wargon a proposé de « revoir légèrement à la baisse » les objectifs de la PPE3 en matière de capacité de production photovoltaïque et éolienne, afin d’éviter une trop grande différence entre production et consommation. Elle a également rappelé l’importance de publier la PPE3 le plus rapidement possible pour accélérer la sortie des énergies fossiles.

La PPE3 sera-t-elle publiée un jour ?

Cependant, le gouvernement, lui, ne semble pas pressé de publier le document. Le 28 avril, François Bayrou a annoncé un report de la publication de la PPE3 à la fin de l’été. Pour l’occasion, le document, qui devait initialement être publié sous forme de décret, prendra la forme d’un texte de loi qui sera discuté à l’Assemblée nationale durant le mois de juin.

Suite à cette annonce, le Syndicat des énergies renouvelables a déploré une situation qui « plonge l’ensemble des filières renouvelables dans une profonde incertitude ». Le report du texte risque de ralentir le développement de filières industrielles dédiées aux énergies renouvelables. Rien qu’au sujet de l’éolien offshore, cette situation pourrait potentiellement retarder les futurs appels d’offres, en particulier AO10, donc l’attribution est prévue à la fin de l’année 2026.

L’article Réduire les objectifs solaire et éolien en France : même la Commission de régulation de l’énergie le propose est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Les pannes de courant n’arrivent pas qu’aux autres. Voici les meilleures solutions qui permettent de continuer à avoir de l’électricité en cas de défaillance du réseau, qu’il s’agisse d’un blackout national ou d’une petite coupure locale.

L’électricité est tellement ancrée dans notre quotidien qu’il nous paraît inconcevable de devoir s’en passer pendant plusieurs heures, voire même plusieurs jours. Pourtant, les évènements récents viennent nous rappeler que, si ces situations sont rares, elles peuvent arriver, même dans les pays les plus développés. Outre la tempête Ciaran, qui avait entraîné des coupures d’électricité de plusieurs jours en 2023, la récente méga-coupure de courant en Espagne et au Portugal a paralysé les deux près d’une vingtaine d’heures.

Grâce au développement massif des technologies de batterie au lithium, il n’a jamais été aussi facile de se prémunir des coupures d’électricité de quelques minutes ou quelques heures. En revanche, pour les incidents plus longs, le groupe électrogène reste difficilement remplaçable.

➡️ Option 1 : la batterie nomade

Jusqu’à il y a une dizaine d’années, le recours au groupe électrogène constituait la meilleure option pour réalimenter son logement en cas de coupure de courant. Mais la baisse des prix des batteries au lithium les a rendues beaucoup plus pratiques pour faire face à ces évènements. Les batteries de plusieurs kilowattheures (kWh) constituent donc la solution la plus pratique et la plus économique pour réalimenter quelques appareils électriques de la maison. Pour prolonger leur autonomie, il est même possible de les raccorder à des panneaux photovoltaïques dédiés, qui seront particulièrement pratiques pendant les périodes ensoleillées.

Ces batteries nomades ont l’avantage de fournir du courant de 5 à 12 V DC pour les appareils électroniques comme les smartphones et ordinateurs portables, ainsi que du courant 230 V pour alimenter de l’électroménager. Toutefois, leur puissance est variable, de quelques centaines à plusieurs milliers de watts (W). De ce fait, elles pourront être suffisantes pour réalimenter des lumières, une TV, des volets roulants ou encore un frigo. Néanmoins, elles ne seront souvent pas adaptées pour les appareils de chauffe : plaques de cuisson, bouilloire et autre machine à laver.

La batterie Ecoflow Delta 2 Max / Image : RE.

➡️ Option 2 : la voiture électrique via le V2L

Il est également possible d’utiliser la batterie de sa voiture électrique pour alimenter des appareils électriques, voire la maison entière. Si cette solution est idéale sur le papier, elle est néanmoins conditionnée à plusieurs critères.  D’abord, il faut posséder un véhicule compatible avec le vehicle-to-load (V2L) et/ou le vehicle-to-home (V2H). En France, la liste est courte, mais elle s’étoffe rapidement. On peut tout de même citer la très récente Renault 5. D’autre part, cette solution n’est valable que pour les maisons : difficile de tirer une rallonge entre sa voiture et son appartement situé en étage élevé.

Enfin, en cas de coupure de courant prolongée, mieux vaut éviter d’utiliser toute la batterie de sa voiture électrique, s’il s’agit de l’unique moyen de transport du foyer. Sous peine de ne plus avoir de moyen de se déplacer. Rappelons que si en ville, de nombreux commerces et services sont accessibles à pied ou à vélo, il en va autrement en zone rurale, où la voiture est souvent indispensable pour se déplacer.

Une Kia EV6 alimentant un toaster à paninis grâce au V2L / Image : Automobile Propre.

➡️ Option 3 : le groupe électrogène

S’il fonctionne à l’énergie fossile, le groupe électrogène reste aujourd’hui le moyen le plus fiable et le plus économique à l’achat pour réalimenter son logement, ou une partie de son logement en cas de coupure de courant. Moyennant 400 €, un modèle d’entrée de gamme suffira à répondre aux besoins de presque toute la maison, en termes de puissance, grâce aux quelque 2 500 W que l’on peut attendre à ce prix. De plus, le groupe électrogène a un avantage de taille que les batteries nomades n’ont pas : une grande autonomie qui peut être facilement régénéré grâce à un bidon d’essence, des bouteilles de gaz, voire de l’éthanol. À l’inverse, la recharge de la batterie nomade via des panneaux solaires ne se fera que selon le bon vouloir des nuages.

Outre ses émissions de CO2, le groupe électrogène a deux défauts principaux. D’abord, sa consommation d’essence le rend moins économe à l’utilisation qu’une batterie lithium. Enfin, sur les modèles d’entrée de gamme, le courant délivré peut manque de stabilité, ce qui peut potentiellement altérer le fonctionnement des appareils électroniques. Enfin, il doit impérativement être installé à l’extérieur, pour éviter toute intoxication par les fumées d’échappement. Une règle que tout le monde ne respecte pas lors de coupures. Les hospitalisations et décès dûs à des intoxications, notamment au monoxyde de carbone, sont hélas courantes lors de pannes de grande ampleur.

Le générateur essence acheté à la hâte pour parer à la longue coupure d’électricité / Image : Kevin Champeau.

➡️ Option 4 : la centrale solaire avec batterie hors réseau

Pour réellement faire face à un potentiel blackout, peu importe sa durée, la meilleure solution consiste à associer une batterie domestique de grande capacité à une centrale photovoltaïque. Si l’installation est correctement pensée et installée (notamment équipée d’un disjoncteur qui peut automatiquement isoler le foyer du réseau lors d’une coupure), elle pourra permettre le fonctionnement du logement en totale autonomie. L’endurance sera élevée si la panne de courant a lieu en été. En plein hiver et par mauvais temps, conserver une autonomie totale reste un défi difficile à atteindre, surtout si le mode de chauffage est électrique.

Un parc de batteries hors-réseau couplé à une centrale solaire chez un particulier en Martinique / Image : YB.

Les bons réflexes, pour faire face à une coupure de courant

Les coupures de courant étant rarement prévisibles, il convient de régulièrement vérifier le niveau de charge de sa batterie de secours pour ne pas être surpris le jour où on en a réellement besoin. De la même manière, un groupe électrogène n’est utile que si on a de l’essence à disposition. Il est donc important d’avoir un peu d’essence chez soi en cas de besoin, ainsi que tout le nécessaire pour utiliser le groupe électrogène.

➡️ Prioriser les appareils peu énergivores

Que l’on dispose d’une simple batterie mobile de quelques centaines de Wh, ou d’une batterie domestique de plusieurs dizaines de kWh, en cas de coupure, les réflexes doivent être les mêmes. En premier lieu, il s’agit de prioriser les équipements à réalimenter en fonction de la puissance et de la capacité dont on dispose.

Les plus petits appareils, à savoir les smartphones, lumières et autres ordinateurs portables, sont peu gourmands en électricité. En conséquence, leur alimentation ne pose généralement pas de problème. À l’inverse, tous les appareils destinés à chauffer seront souvent proscrits, ou leur utilisation fortement limitée. On pense aux radiateurs, bouilloires, fours, plaques de cuisson et autres sèche-cheveux.

Côté nourriture, il faudra veiller à réalimenter le plus rapidement possible le frigo. Le congélateur, lui, peut être privé d’électricité pendant environ 24 heures s’il est à moitié plein, et jusqu’à 48 heures s’il est entièrement rempli. Dans ces conditions, il se maintiendra à bonne température pendant plus longtemps.

➡️ Ne pas négliger les bonnes vieilles bougies

Les bougies restent le meilleur allié en cas de coupure. Se préparer à une coupure de courant nécessite une organisation parfois difficile à mettre en place. Pour toujours être prêt à faire face à une coupure de quelques heures, l’essentiel est d’avoir quelques bougies et un stock d’allumettes facilement accessible dans son logement. Les plus prévoyants ajouteront à cette liste une radio à pile pour se tenir informé de la situation, quelques bouteilles d’eau et un peu de vivres.

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C’est officiel : EDF va participer à la construction du plus grand barrage hydroélectrique de Madagascar. Cet édifice de 120 MW jouera un rôle crucial dans un pays en très net déficit énergétique. 

Emmanuel Macron a profité de son récent déplacement à Madagascar pour annoncer la participation d’EDF dans la construction du futur plus grand barrage de Madagscar : le projet Volobe. Outre une participation à hauteur de 37,5 %, EDF s’occupera de la direction technique du projet, tant pour les phases de préparation que de construction, ainsi que pendant l’exploitation de la centrale hydroélectrique.

Initié en 2015, le barrage de 300 mètres de large pour 25 mètres de haut devrait afficher une puissance de 120 MW. L’infrastructure, dont la future production est estimée à 740 GWh par an, aura la lourde tâche de fournir de l’électricité à 2 millions d’habitants, tout en participant à la sécurisation du réseau. Le coût total du projet devrait avoisiner les 600 millions d’euros pour une mise en service en 2030.

L’électrification, priorité du président malgache

Ce projet a une importance capitale dans un pays où la production électrique est parmi les plus faibles du monde. En 2020, seuls 1,68 TWh d’électricité ont été produits par le pays de 31 millions d’habitants. À l’heure actuelle, seule 36 % de la population a accès à l’électricité. Jirama, la compagnie publique d’électricité, souffre d’un endettement colossal et d’une organisation structurellement défaillante. Seulement 37 % de l’électricité produite est facturée à cause du vol et d’un réseau inefficace, tandis que 20 % des factures ne sont jamais payées. Enfin, l’électricité est vendue 50 % moins chère que son prix de production.

Depuis son élection, le président Andry Rajoelina a fait de l’électrification massive de Madagascar une priorité. Pour cela, le pays compte énormément sur le développement des énergies renouvelables, et vise 85 % d’EnR dans son mix électrique d’ici 2030. Si le pays espère développer massivement l’éolien et le solaire, le potentiel de l’hydroélectricité a été estimé à 3 500 MW.

Au-delà d’un réseau électrique global, Madgascar mise également sur des mini centrales photovoltaïques pour électrifier les villages des zones rurales. Cette stratégie remporte un certain succès. La société Welight a ainsi réussi à électrifier près de 172 villages au cours des derniers mois. Une stratégie similaire a été mise en place au Kenya, grâce à la société Kenya Power and Lighting Company PLC. Il en faudra néanmoins bien plus pour que Madgascar rattrape son retard. Les investissements nécessaires à une électrification du pays ont été estimés à 7,2 milliards de dollars.

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Malgré l’émergence de nouvelles technologies photovoltaïques comme la pérovskite, le silicium monocristallin a encore de beaux jours devant lui grâce à de perpétuelles innovations techniques. Les fabricants ne cessent d’en repousser les limites de rendement. 

Le fabricant chinois de panneaux photovoltaïques Longi vient, une fois de plus, de démontrer son savoir-faire en annonçant un nouveau record de rendement pour un panneau commercialisé. Le service de recherche de l’entreprise est parvenu à atteindre un rendement de 27,81 %. Le précédent record, de 27,3 %, avait été établi par la même entreprise en mai 2024. Pour atteindre un tel rendement, Longi a utilisé une technologie appelée Heterojunction Interdigitated Back Contact (HIBC), sur une plaquette de silicium standard. Cette technologie exploite deux concepts distincts :

• L’hétérojonction : cette technologie consiste à ajouter de minces couches de silicium amorphe à la plaquette de silicium monocristallin. Cette technique permet de limiter les pertes d’électrons à la surface du silicium monocristallin, et à canaliser les électrons dans la bonne direction.
• L’interdigitated Back Contact (IBC), qui consiste à placer l’ensemble des contacts électriques, qui permettent de collecter les électrons libérés lorsque des photons percutent le silicium, à l’arrière de la cellule. Cette architecture permet d’exploiter toute la surface de la plaquette de silicium.

Si cette technologie est plus complexe à mettre en œuvre, elle permet d’augmenter le rendement, d’améliorer les performances en basse lumière, et d’apporter à la cellule une meilleure stabilité thermique.

Le silicium monocristallin mène toujours la danse

Plusieurs technologies de production d’énergie photovoltaïque sont actuellement étudiées. On peut citer la pérovskite, dont le potentiel est très élevé, et qui a permis au CEA d’atteindre un nouveau record en laboratoire grâce à une cellule hybride. Des prototypes de cellules photovoltaïques organiques sont également étudiés, tandis que certains semi-conducteurs comme le tellurure de cadmium proposent des résultats intéressants.

Mais si plusieurs structures de cellules photovoltaïques ont permis de dépasser le rendement du silicium en laboratoires, ce dernier continue de dominer les débats grâce à un rapport performances/prix/durabilité très intéressant. Il est d’ailleurs intéressant de constater que le silicium monocristallin reste la technologie de référence, alors que c’est cette même combinaison qui a permis la fabrication de la première cellule solaire réellement utilisable en 1954. À l’époque, cette cellule, mise au point par les laboratoires Bell, affichait un rendement de 6 %.

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La fabrication de combustibles nucléaires dédiés aux réacteurs de recherche nécessite un savoir-faire particulier, que le CERCA maîtrise depuis plus de 60 ans. Alors que le secteur du nucléaire est en plein renouveau, l’atelier de fabrication de cette filiale de Framatome vient de faire peau neuve pour répondre aux nouveaux enjeux.

Le CERCA, acronyme de Compagnie pour l’étude et la réalisation de combustibles atomiques, ne vous dit peut-être pas grand-chose. Et pourtant, cette marque, dont les origines remontent à 1959, a un rôle important dans le secteur nucléaire mondial. Elle a, en effet, pour vocation de créer du combustible nucléaire dédié aux réacteurs de recherche ainsi qu’à l’imagerie médicale. Désormais filiale à 100 % de Framatome, elle vient de subir un remplacement complet de la « zone uranium » de l’atelier de Romans-sur-Isère, dans la Drôme. Ces travaux de modernisation ont permis la mise en place d’équipements neufs, répondant aux standards actuels en matière de sûreté et de sécurité nucléaire. Cette vaste mise à jour de l’atelier de production devrait permettre une meilleure fiabilité opérationnelle, et faciliter le travail des opérateurs grâce à une ergonomie retravaillée.

Un atelier à la portée internationale

Ces travaux vont permettre au CERCA de consolider sa place sur l’échiquier nucléaire mondial. Voilà maintenant 65 ans que l’atelier approvisionne les réacteurs de recherche du monde entier en combustible spécifique. Selon Framatome, le CERCA approvisionne toute l’Europe, mais aussi le Japon, le Canada ou encore les États-Unis. Le site, qui a plus de 20 000 éléments combustibles à son actif, brille par sa polyvalence, puisqu’il a la capacité de réaliser près de 70 types d’éléments combustibles différents.

Son rôle ne s’arrête d’ailleurs pas aux combustibles des réacteurs de recherche, puisque les installations permettent la production de cibles médicales. Celles-ci permettent la production d’isotopes médicaux à des fins d’imagerie. De ce fait, 75 % des scintigraphies à base de technétium 99m sont issues de cibles fabriquées par le CERCA.

Relance du nucléaire : toute la filière s’organise

La modernisation de cet atelier est loin d’être un cas isolé. En France, c’est toute la filière du nucléaire qui se réorganise pour répondre aux nouvelles attentes issues du programme de relance du nucléaire. En plus de l’atelier du CERCA, Framatome s’apprête non seulement à recruter plusieurs centaines de nouveaux salariés, mais prévoit également d’étendre plusieurs de ses bâtiments, comme le site de Maubeuge, un atelier de maintenance nucléaire situé dans le nord. De son côté, Orano a investi près de 1,7 milliard d’euros pour étendre les capacités de son usine d’enrichissement Georges Besse II, et pour son usine de recyclage de combustible nucléaire Melox.

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Impression 3D, jumeau numérique, fabrication en série. Pour accélérer le déploiement de moyens de production d’énergie à partir de déchets nucléaires, cette startup française veut faire rentrer le nucléaire dans une ère d’industrialisation. Mais les obstacles sont encore nombreux. 

Utiliser les déchets nucléaires pour alimenter les grands sites industriels. Voilà, en résumé, l’idée qui guide les avancées de Naaera depuis sa création, en 2020. La startup française travaille actuellement sur le développement d’un microréacteur à sel fondu qui permettrait de produire de l’énergie à partir des déchets nucléaires du parc français. Particulièrement compact, ce XAMR (eXtrasmall advanced modular reactor) est conçu pour développer une puissance électrique de 40 MW, et une puissance thermique de 80 MW. Selon l’entreprise, il permettrait de répondre à trois des principaux objectifs actuels en matière d’énergie, à savoir :

• Réduire les déchets nucléaires,
• Décentraliser la production électrique,
• Faire diminuer les émissions de CO2.

Le principe des réacteurs à sels fondus n’est pas nouveau, son concept est étudié depuis les années 60. Dans les grandes lignes, cette technologie consiste à intégrer le combustible nucléaire dans du sel fondu, à une température supérieure à 600 °C. Cette solution technique a de nombreux avantages. Contrairement aux réacteurs à eau pressurisée, le liquide est, ici, maintenu à une pression ambiante. En cas d’incident, le sel se solidifie naturellement en se refroidissant, piégeant ainsi le combustible nucléaire. En contrepartie, le sel fondu est chimiquement très agressif, et trouver des matériaux capables d’y résister constitue un véritable défi technique.

Jumeau numérique et fabrication additive

Le recours à cette technologie fait sens pour décarboner des infrastructures particulièrement gourmandes en énergie comme les usines ou les centres de données. Mais un autre défi attend Naaera : fabriquer ces réacteurs à un prix compétitif. Aujourd’hui, la filière nucléaire est dominée par des projets de très grande envergure qui nécessitent de très gros investissements. À l’inverse, Naaera vise l’industrialisation de son réacteur pour la durée des projets ainsi que leurs coûts. Dans cette optique, l’entreprise a créé un jumeau numérique de son réacteur, qui a été achevé à l’été 2023. Elle vient également d’ouvrir un site industriel de 2 400 mètres carré pour prototyper certains composants et valider les systèmes numériques.

En parallèle, l’entreprise compte sur la fabrication additive pour la fabrication de certaines pièces métalliques complexes. Pour cela, elle va pouvoir compter sur Phoenix Manufacture, spécialiste française de la fabrication additive qui vient d’ouvrir une usine de production dans les Deux-Sèvres. Cette solution devrait notamment permettre une traçabilité numérique complète de chaque pièce.

L’entreprise intéresse de nombreuses entreprises désireuses de recourir à une énergie moins carbonée : une trentaine de partenariats ont été signés, dont un avec Eco Concept, une autre startup française qui veut produire de l’hydrogène grâce à ce réacteur.

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Le développement massif des énergies renouvelables nécessite une anticipation encore plus grande de l’équilibre offre/demande pour éviter les perturbations du réseau. Si le sujet est brûlant en France, il est vital chez nos voisins belges.

Gare aux journées ensoleillées, en Belgique. Le gestionnaire de réseau Elia appelle à surveiller de près les risques de surproduction solaire dès le printemps. Et pour cause : en matière de photovoltaïque, le pays est sérieusement équipé avec 11 GWc d’installation sur les 28 GW de capacité de production du pays. En comparaison, la France affiche environ 20 GWc d’installations photovoltaïques pour une capacité totale de production dépassant les 150 GW.

Dans ce contexte, le plat pays est particulièrement sensible aux pics de production, et la moindre variation de la météo peut avoir des conséquences importantes sur l’équilibre offre/demande. Une mauvaise gestion de ces pics de production peut entraîner des prix négatifs, en particulier pendant les week-ends et les jours fériés en été. Jusqu’à l’année dernière, cette vigilance était de mise durant tout l’été. Mais désormais, du fait des 4 GWc supplémentaires installés depuis 2023, cette vigilance doit être encore plus précoce, car les pics de puissance, en fonction de la configuration et de l’orientation des parcs photovoltaïques, peuvent atteindre 9 GW.

Des solutions existantes, mais des besoins accrus en flexibilité

Pour faire face à ces cas de figure, Elia dispose de plusieurs mécanismes de marché qui lui permettent d’intervenir, notamment au niveau des parcs éoliens offshore. Lors de situations exceptionnelles, le gestionnaire de réseau peut même délester de grands parcs photovoltaïques ou éoliens offshore.

Néanmoins, le rôle désormais massif des énergies non pilotables dans le réseau électrique belge commande une évolution des habitudes de consommation. Elia plaide ainsi pour une adaptation de la consommation lorsqu’une grande quantité d’énergie est disponible. Les contrats dynamiques permettent ainsi de récompenser les consommateurs qui adaptent leur consommation à la disponibilité d’énergie sur le marché. Certains fournisseurs permettent par exemple de charger une voiture électrique à moindre coût lorsque les énergies renouvelables sont abondantes. Enfin, Elia réfléchit à mettre en place un modèle de marché plus efficace, qui facilite une meilleure intégration des mécanismes de flexibilité. Au Danemark, par exemple, on travaille sur un système autorisant chaque appareil équipé d’un compteur électrique à avoir son propre fournisseur d’électricité.

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L’EPR de Flamanville est encore loin de délivrer sa pleine puissance, mais l’essentiel est assuré, puisqu’il vient de redémarrer après plusieurs mois d’arrêt. Encore en phase de démarrage, le fleuron du parc nucléaire français ne devrait pas délivrer son plein potentiel avant l’été prochain.

C’est avec 2 jours d’avance, mais plusieurs semaines de retard, que l’EPR de Flamanville vient d’être remis en service. Le 57ᵉ réacteur du parc nucléaire français avait été mis à l’arrêt le 15 février dernier afin de réaliser une intervention sur un circuit de refroidissement par eau de mer. Censé ne durer que quelques jours, cet arrêt s’est finalement étalé sur une semaine, puis un mois avant de finalement durer plus de deux mois. EDF a, en effet, profité de l’occasion de réaliser plusieurs interventions comme la modification d’une sonde de température sur le circuit primaire, et surtout les réglages du groupe turbo-alternateur.

Pour cette raison, EDF avait finalement annoncé un objectif de couplage au réseau électrique le 21 avril, soit quatre jours après le redémarrage du réacteur nucléaire. Finalement, le 20 avril à 20 heures 30, la puissance disponible du réacteur sur le réseau était de 90 MW. Ce chiffre paraît bien faible, en comparaison au 1620 MW de puissance nominale du réacteur. Il s’explique par le fait que le réacteur est encore en phase de montée en charge.

Cap sur la pleine puissance d’ici l’été 2025

Les équipes d’EDF vont donc augmenter progressivement la puissance du réacteur, tout en surveillant avec précision tous les paramètres de la nouvelle installation. Malgré cet arrêt prolongé, EDF a décidé de maintenir son objectif de mise en service à pleine puissance du réacteur, à savoir l’été 2025.

Durant cette montée en charge, de nombreux essais seront menés, comme le fait d’amener le réacteur à 60 % de sa puissance, puis l’arrêter d’un coup pour vérifier sa réaction à de telles contraintes. D’autres essais auront lieu pour s’assurer qu’il est également capable de fonctionner en autonomie, dans le cas où le réseau électrique ne fonctionnerait pas correctement. D’ici son fonctionnement à pleine puissance, d’autres arrêts devraient être nécessaires pour effectuer des interventions, aussi bien sur l’îlot nucléaire que sur l’ilot non nucléaire. Surtout, au printemps 2026, seulement 18 mois après la première divergence, le réacteur devrait être arrêté pendant près de 250 jours pour subir une inspection en profondeur de l’ensemble du réacteur.

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