Est-ce une page qui se tourne, ou le début d’un feuilleton entre EDF et le gouvernement au sujet de la centrale de Cordemais ? Alors que les députés et sénateurs du département souhaitent un maintien de la production ou du stockage d’électricité, EDF préfère se débarrasser du site pour laisser la place à Framatome.

EDF vient d’annoncer la fermeture définitive de ses deux dernières unités de production d’électricité le 31 mars 2027. Rappelant que les conditions technico-économiques de réalisation du projet Écocombust 2 ne sont pas réunies, EDF a annoncé que les études visant à transformer le site en usine de tuyauterie nucléaire ont commencé. Le site devrait ouvrir d’ici la fin 2028.

L’annonce n’a pas manqué de faire réagir les députés et sénateurs de Loire-Atlantique, et pour cause. Lorsque EDF a annoncé mettre un terme au projet de production d’énergie par biomasse, et le remplacer par une usine de production de tuyaux, les sénateurs du département ont fait voter un amendement contraignant EDF à proposer des plans de conversion systématiques des centrales à charbon. L’objectif : profiter des avantages de chaque site, notamment en matière d’infrastructure électrique, pour produire ou stocker des énergies renouvelables.

Une contre-expertise demandée

En réponse au communiqué de presse de l’électricien français concernant la fermeture du site, les parlementaires ont donc, par courrier commun, appelé le gouvernement à déjuger EF sur la méthode, ainsi que sur le fond du dossier. Ils demandent une remise à plat du dossier et une contre-expertise des arguments avancés par EDF, tant sur le plan financier qu’énergétique.

Il faut dire que le rôle de Cordemais est très important dans la stabilité du réseau électrique du Grand Ouest. Si la possibilité d’y installer un SMR avait été évoquée, le site pourrait également être transformé en batterie stationnaire pour maintenir son rôle dans l’équilibre du réseau.

Pour l’heure, il semblerait que le site devienne une usine de production de tuyauteries destinées aux futurs EPR2 par Framatome. Si le projet se concrétise, la mise en service du site devrait avoir lieu à la fin de l’année 2028, et permettre à 200 des 350 salariés de rester sur place.

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C’est comme chercher une aiguille dans une botte de foin : une mission française s’est lancé le défi de cartographier les centaines de milliers de barils de déchets radioactifs qui ont été immergés au niveau de la plaine abyssale de l’océan Atlantique nord-est. Cette mission permettra de connaître l’impact de cette pratique désormais révolue sur la biodiversité.

Sur le port de Brest, les préparatifs vont bon train autour du Pourquoi pas ?, navire amiral de la flotte océanique française. Le navire d’exploration devrait prendre la mer le 15 juin prochain, direction le golfe de Gascogne, afin d’y cartographier les quelque 200 000 fûts métalliques immergés par des pays européens entre les années 1960 et 1990 pour se débarrasser de déchets radioactifs.

Ce n’est pas la première fois qu’une telle mission est menée. En 1984, le CEA et l’Ifremer avaient déjà effectué une campagne photographique d’un site d’immersion à 4 500 mètres de profondeur. Six conteneurs métalliques avaient été photographiés par un sous-marin autonome. S’ils étaient intacts, ils présentaient des signes de corrosion.

Cette fois, c’est l’engin sous-marin autonome UlyX qui se chargera de cette mission. Capable de réaliser des acquisitions de données multiparamétriques jusqu’à 6 000 mètres de profondeur, il aura pour mission de cartographier et de photographier les fûts. Il devrait également permettre d’identifier des zones propices à la réalisation d’échantillonnage d’eau, de sédiments et de faune. Ces échantillonnages seront l’objet de la seconde campagne du projet NOSSDUM. L’extraction des fûts n’est pas envisagée, mais la mission permettra de déterminer l’impact de ces derniers sur les écosystèmes sous-marins et d’en savoir plus sur l’état des fûts et les radiations associées.

Immersion des déchets radioactifs : une pratique autrefois commune

Entre 1946 et 1993, l’immersion des déchets radioactifs au fond de l’océan a été l’un des premiers moyens utilisés pour gérer ces effets. Au total, durant cette période, on compte plus de 80 sites d’immersion répartis dans les océans Pacifique, Atlantique et Arctique. De manière générale, ces déchets étaient scellés dans des fûts métalliques à l’aide de bitume et de ciment, avant d’être immergés à plus de 4 000 mètres de profondeur.

De son côté, la France a participé à deux campagnes d’immersion dans le nord-est de l’océan Atlantique en 1967 et 1969 pour un total de 14 200 tonnes de déchets, principalement issus du site nucléaire de Marcoule. À proximité des côtes de la Polynésie française, 3 200 tonnes de déchets radioactifs, issus des essais nucléaires, ont également été immergés. À partir de 1969, la France a décidé de stocker ses déchets radioactifs sur le site de la Hague.

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Le programme de relance du nucléaire suit son chemin. Dans le sillage de Penly, dont les travaux préliminaires ont déjà commencé, la centrale de Gravelines va pouvoir se préparer au démarrage des travaux pour recevoir 2 des 6 EPR2 prévus. 

Si la mise en service de deux EPR2 à la centrale nucléaire de Gravelines est encore lointaine, le projet vient de franchir une étape importante. EDF vient, en effet, de confirmer la poursuite du projet EPR2 suite au débat public qui s’est tendu entre le 17 septembre 2024 et le 17 janvier 2025. Ce débat public était l’occasion, pour la population locale, de donner son avis sur la possible construction de nouveaux réacteurs nucléaires sur le site de Gravelines, et de remonter leurs éventuelles inquiétudes par rapport à ce projet.

Gravelines, un choix stratégique

Du point de vue d’EDF, le site nucléaire de Gravelines est idéal pour la construction de deux EPR2. On y trouve, en effet, une surface foncière suffisante, ainsi que la mer pour refroidir les réacteurs. Dans les faits, la production des deux réacteurs nouvelle génération pourrait couvrir 40 % des besoins électriques de Hauts-de-France en 2022. Surtout, la consommation énergétique locale devrait doubler d’ici 2040, du fait de l’implantation de nouveaux acteurs industriels.

Si tout va bien, les travaux devraient démarrer l’année prochaine, pour une mise en service espérée en 2038 ou 2039. Le coût total du chantier est estimé à 17 milliards d’euros.

EDF s’engage pour un projet socialement et environnementalement responsable

Suite au débat public, EDF a donc lancé le dépôt des demandes d’autorisation administrative nécessaires à la réalisation du projet, et a demandé le raccordement des deux réacteurs au réseau auprès de RTE. En parallèle, l’électricien français a pris un certain nombre d’engagements pour assurer « un projet socialement et environnementalement responsable » au bénéfice des habitants proches de la centrale. Parmi ces engagements, EDF a indiqué prioriser l’emploi local, et réduire les nuisances liées aux flux routiers engendrés par les travaux.

D’un point de vue environnemental, EDF a indiqué prêter une attention particulière à sa consommation d’eau douce sur le projet, et à une gestion responsable des déchets, notamment grâce au principe de l’économie circulaire.

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Et si l’avenir du stockage d’énergie se trouvait dans la nature ? À petite échelle, cette vision se concrétise de plus en plus. Des chercheurs sont parvenus à mettre au point des batteries de stockage reposant sur le vivant grâce à l’utilisation de bactéries ou de champignons.

Malgré l’avènement des batteries lithium dans la plupart de nos appareils du quotidien, les piles continuent d’être utilisées en masse partout sur la planète. Pratique et bon marché, elles ont pourtant un défaut colossal : elles sont un véritable fléau pour l’environnement. Outre l’énergie nécessaire à leur production, et la difficulté de leur recyclage, elles sont composées de nombreux métaux lourds toxiques, comme le mercure, le plomb ou le cadmium. À titre d’exemple, le mercure d’une seule pile bouton peut polluer un mètre cube de terre pendant 50 ans.

Pour répondre à ces enjeux, de nombreux chercheurs travaillent à la mise au point de batteries biologiques. C’est le cas d’une équipe du laboratoire suisse Empa. Ce dernier est parvenu à concevoir une pile de champignons biodégradable et imprimée en 3D. Permettant de produire l’équivalent le 12,5 microwatt/cm², elle pourrait, à terme, alimenter des capteurs, en particulier dans le secteur de l’agriculture. Les chercheurs ont réussi à alimenter un petit capteur pendant 65 heures, grâce à quatre piles en parallèle. Ici, ce sont des électrodes fongiques qui ont permis de produire cette électricité. Côté anode, on retrouve une levure produisant des électrons tandis que la cathode est colonisée par le tramète pubescent, un champignon. Ce dernier a la particularité de produire une enzyme qui permet de capturer les électrons et les évacuer de la cellule. Cette batterie, de type pile à combustible microbienne, a la particularité d’être entièrement biodégradable.

Dans le même temps, un autre laboratoire, situé en Chine, est parvenu à atteindre une puissance de 8,31 microwatt/cm² grâce à l’activité de bactéries. Cette bio-batterie ouvre de nouvelles voiles dans le domaine médical, notamment en ce qui concerne la stimulation nerveuse.

Une startup française met à contribution du sucre et du papier pour produire de l’électricité

En France, on s’intéresse aussi aux batteries biologiques. Une jeune startup issue du CNRS a mis au point la BeFC, ou Bioenzymatic Fuel Cell. Cette biopile est constituée d’une superposition de feuilles de papier, entre lesquelles on retrouve du sucre et des enzymes. Sa production d’électricité repose sur la réaction d’oxydoréduction qui a lieu entre le dioxygène et le sucre. Normalement très lente, cette réaction est accélérée par une certaine enzyme qui joue le rôle de catalyseur. Pour activer cette pile, rien de plus simple : il suffit de l’humidifier pour permettre de lancer la réaction, et donc la production d’électricité.

Pour l’heure, à l’instar des batteries développées en Suisse ou en Chine, on parle de puissances très faibles, mais suffisantes pour alimenter des capteurs connectés. Ainsi, BeFC espère se développer dans le secteur de la logistique, ainsi qu’autour de l’IoT (Internet of things). La startup, basée à Grenoble, vise la production de 1 million de biopiles par jour d’ici 2026.

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Si vous vous baladez aux abords du Rhône, vous remarquerez peut-être un changement de couleur. Le fleuve risque de troquer son traditionnel bleu pour une teinte bien plus terne, la faute à des sédiments en suspensions. Raison de ce changement : la vidange du barrage de Verbois, situé non loin de Genève.

À quelques kilomètres au sud-ouest du lac Léman, la centrale hydroélectrique de Verbois, et sa retenue de 12 millions de mètres cubes, jouent un rôle très important sur la production électrique du canton de Genève. Ses 4 turbines Kaplan de 25 MW fournissent en moyenne 466 GWh. Mais le site, inauguré en 1944, présente un inconvénient : premier barrage d’envergure du Rhône, il retient chaque année la moitié des quelque 700 000 m³ de sédiments qui sont convoyés par le fleuve.

Outre le fait de limiter les capacités du barrage, cette situation pourrait poser problème en cas de crue, et causer l’inondation du centre-ville de Genève, situé à quelques kilomètres seulement. Pour pallier ce problème, une opération de largage des sédiments a lieu tous les 4 ans. Cette année, 1,5 million de tonnes de sédiments, soit l’équivalent de 600 piscines olympiques, sont actuellement relarguées sur le Rhône.

Une opération complexe, coordonnée par la Suisse et la France

Cette opération est loin d’être une formalité. Puissant fleuve alpin, le Rhône est exploité pour son énergie depuis 1872, avec la mise en service du barrage de Bellegarde, sur les pertes du Rhône. Aujourd’hui, le fleuve est jonché d’une vingtaine de centrales hydroélectriques, dont trois sont situées en Suisse. De ce fait, cette opération de largage des sédiments est d’une grande complexité, et nécessite la coordination de près de 400 personnes en France comme en Suisse.

Cette opération, qui s’étale sur plusieurs jours, nécessite, en premier lieu, l’abaissement du niveau de trois barrages. Tout commence à Génissiat, situé au niveau des pertes du Rhône, puis Chancy-Dougny et enfin Verbois qui perd 12 mètres. L’abaissement de ces trois barrages a pour conséquence d’accélérer la vitesse de l’eau du fleuve, et ainsi d’entraîner naturellement les sédiments vers l’aval. Une fois l’opération terminée, les trois barrages retrouvent leur niveau normal. Durant cette opération, les berges du Rhône sont interdites d’accès, car ces dernières peuvent perdre en stabilité. D’ailleurs, toutes les activités comme la pêche ou la baignade sont également interdites.

Quel impact sur la biodiversité ?

L’opération a un impact direct sur la biodiversité du fait de la hausse du taux de sédiments dans l’eau, ainsi que les modifications de niveau. Pour limiter les effets sur la faune piscicole, le taux de matière en suspension est surveillé, et un seuil limite doit être respecté. Si des zones refuges sont aménagées pour limiter l’impact de l’opération, les Services industriels de Genève (SIG) et la Compagnie Nationale du Rhône (CNR) ne nient pas que celle-ci cause la mort de nombreux poissons.

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La fièvre du nucléaire continue de se propager en Europe. Quelques jours après la Belgique, c’est au tour du Danemark de considérer le nucléaire comme potentielle source énergétique d’avenir.

On connaît le Danemark pour son nombre incalculable de vélos, d’îles et d’éoliennes offshore. On pourrait bientôt le connaître pour ses SMR. Le pays, précurseur dans le domaine des énergies renouvelables, a toujours mis un point d’honneur à produire de l’électricité sans recourir au nucléaire. D’ailleurs, cet engagement a fait l’objet d’une loi visant à interdire la production d’électricité d’origine nucléaire, dès 1985. À l’époque, le nucléaire traversait une période difficile, six ans après l’incident de Three Mile Island, et un an avant la catastrophe de Tchernobyl.

Néanmoins, le pays subit les limites d’un mix électrique largement dominé par les énergies renouvelables et peine à se défaire de sa consommation en charbon et en gaz. En résulte une intensité carbone supérieure à 120 gCO2eq/kWh selon ElectricityMap, soit 4x plus que la France. Pour accélérer la décarbonation du mix électrique du pays, le Parlement danois vient de voter, de manière assez large (71 « pour » et 34 « contre »), une première fois afin d’explorer la perspective d’un retour du nucléaire.

Une étude d’impact sur un an

Pour autant, on est encore très loin de la mise en service d’une centrale nucléaire civile, dans un pays qui n’en a jamais compté, mis à part dans le domaine de la recherche. Ce premier vote va permettre une étude d’impact qui devrait durer un an. Cette étude aura pour objectif de déterminer les avantages et les risques liés à un potentiel recours à l’atome pour la production d’électricité dans le pays.

Il semblerait que le gouvernement danois ne s’intéresse pas aux réacteurs de type EPR, mais plutôt aux réacteurs modulaires de type SMR. Ces réacteurs pourraient apporter au Danemark une énergie stable et décarbonée, idéale en complément à la production solaire et éolienne.

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Jean-Marc Jancovici et le Shift Project espèrent faire de la décarbonation un sujet central des prochaines élections à travers un livre rassemblant des propositions concrètes. Pour mener ce projet à bien, l’association vient de récolter 1,5 million d’euros grâce à une campagne de financement participatif encore en cours. 

Le Shift Project, Think tank présidé par Jean-Marc Jancovici et spécialisé dans la transition environnementale, a bien l’intention de peser sur les élections présidentielles de 2027. En 2022, à l’occasion des précédentes élections, l’association avait publié un « Plan de transformation de l’économie française », une synthèse des travaux déjà réalisés sur des mesures à mettre en place pour réussir la décarbonation de l’économie française.

Cette fois, l’association souhaite aller plus loin, et veut influencer en profondeur les prochaines élections en faisant de la décarbonation un sujet central. Pour y parvenir, une campagne de financement participatif vient d’être lancée, permettant de réaliser les études nécessaires à la publication d’un livre qui devrait porter le nom « Décarbonons la France ! ».

Le succès de cette campagne est remarquable : moins de 10 jours après son lancement, ce sont presque 1,5 million d’euros qui ont été récoltés. Cette somme devrait donc permettre d’entamer ou perfectionner de nombreux travaux avec des analyses sectorielles (transports, logement, agriculture, numérique, etc), ainsi que des chantiers transversaux qui concernent tous les secteurs : l’énergie produite sera-t-elle suffisante ? La France compte-t-elle les compétences nécessaires ? Aura-t-on assez de cuivre pour cette transition ?

Et si Jean-Marc Jancovici se présentait aux prochaines élections présidentielles ?

Et si une candidature de Jean-Marc Jancovici était le meilleur moyen, pour le Shift Project, de peser sur l’élection ? À coup sûr, une telle annonce apporterait un éclairage très important aux travaux du think tank. Néanmoins, Jancovici a démenti une quelconque intention de se présenter, notamment sur le plateau de l’émission Quotidien, en détaillant : « Je ne suis pas du tout taillé pour ce genre de job. Il faut une mentalité particulière, être capable de compromettre, etc. Moi, je ne sais pas faire ce genre de chose ».

De plus, le statut apolitique du Shift Project permet de rendre ce travail accessible à tous, et de ne pas associer l’écologie ou l’environnement à une couleur politique. Reste désormais à savoir si ce travail d’envergure sera suffisant pour faire bouger les lignes d’une société à l’inertie colossale.

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Le marché des batteries domestiques continue de s’étoffer, et BYD compte bien s’approprier une part du marché. Le fabricant chinois vient de dévoiler sa toute nouvelle batterie résidentielle aux caractéristiques prometteuses.

Encore largement méconnu il y a quelques années, le constructeur automobile BYD ne cesse de développer, en particulier en Europe. Non content d’être récemment devenu le cinquième groupe automobile mondial, il rencontre également un certain succès dans la vente de batteries résidentielles.

À ce sujet, le groupe chinois vient de dévoiler la Battery-Box HVB, sa quatrième génération de batterie résidentielle reposant sur la technologie LFP. Cette nouvelle version propose les caractéristiques suivantes :

• Capacité modulable, de 5,9 kWh à 29,6 kWh (avec 10 modules empilés) et jusqu’à 89,07 kWh en cumulant trois rangées de 10 modules au maximum.
• Puissance de 25,6 kW et même 50 kW pendant 15 secondes

Fiche technique de la BYD battery-box HVB.

Surtout, cette nouvelle génération bénéficie de la technologie HVB, ou High Voltage Blade. Issue de l’automobile, elle permet d’afficher une densité énergétique gravimétrique bien supérieure à la précédente génération, et atteint ainsi 108,8 Wh/kg. C’est 50 % de plus que la génération précédente ! En termes de volume, BYD fait également mieux avec 162,88 Wh/L, soit une hausse de 139 %. Grâce à ces évolutions, une armoire de stockage de 29,6 kWh ne fait que 1,30 m de haut. Au total, trois empilements de battery-box peuvent être connectées en parallèle pour atteindre une capacité globale de 89 kWh. Cette technologie afficherait également un plus haut niveau de sécurité avec une meilleure stabilité mécanique, et une plus grande résistance à la pénétration.

Reste désormais à savoir si le tarif de cette nouvelle génération sera suffisamment intéressant pour trouver sa place sur le marché français. Il devrait toutefois se situer autour de 900 €/kWh, si l’on se base sur le prix des autres batteries BYD déjà disponibles en France.

BYD poursuit son offensive sur le marché européen

Avec cette nouvelle génération, BYD entend bien asseoir sa domination sur le secteur des batteries résidentielles en Europe. Selon une étude d’aout 2024, les BatteryBox se positionnaient, au premier semestre 2024, en première place des batteries résidentielles européennes avec 30 % de part de marché ! BYD a également indiqué qu’il était le premier vendeur de solutions de stockage d’énergie pour le très important marché allemand. Au total, le fabricant annonce avoir expédié plus de 12 GWh de batteries de stockage dans le monde, se positionnant ainsi comme acteur majeur du stockage d’énergie par batterie.

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Finalement, les parkings ne seront pas obligatoirement recouverts de panneaux solaires d’ici 2028. Un amendement vient d’être adopté pour que cette solarisation puisse être remplacée par de l’ombrage végétal.

Mauvaise nouvelle, pour le secteur du photovoltaïque. L’Assemblée nationale vient de supprimer l’obligation de solariser les parkings de plus de 1500 m². Cette obligation avait pourtant été votée il y a à peine 2 ans, étant inscrite dans l’article 40 de la loi relative à l’Accélération de la production d’énergies renouvelables (APER). Pour rappel, cet article de loi obligeait tout propriétaire d’un parking de plus de 1500 m² à mettre en place des ombrières photovoltaïques sur 50 % de la surface du parking avant juillet 2028 et même juillet 2026 pour les parkings de plus de 10 000 m². Finalement, suite à l’adoption de cet amendement, les propriétaires auront le choix entre trois stratégies pour recouvrir la moitié de la surface des parkings :

• Installer des ombrières photovoltaïques,
• Planter des arbres assurant un ombrage des places de stationnement,
• Combiner les deux solutions.

Olivia Grégoire, ancienne ministre des PME à l’initiative de cet amendement, se félicite d’avoir facilité la mise en œuvre de cet article de la loi APER. À l’inverse, le Syndicat des énergies renouvelables dénonce la fin de l’obligation formelle de solarisation des parkings.

La grande distribution vent debout contre cette loi

Dans les faits, ce nouvel amendement devrait soulager de nombreux propriétaires de parkings, en particulier des acteurs majeurs de la grande distribution. Selon ces derniers, la loi de solarisation des parkings conduisait à une mobilisation d’importantes zones foncières pendant 15 ans à 20 ans. Ces ombrières auraient ainsi pu empêcher l’extension de zones commerciales, ou la construction de parkings verticaux. D’autre part, de nombreux acteurs soulignaient la difficulté de faire cohabiter ces projets avec l’ombrage naturel déjà existant.

Outre les questions de fond, ce nouvel aller-retour contribue à créer un climat d’instabilité autour de l’installation de centrales photovoltaïques. Celui-ci est particulièrement néfaste, tant pour les futurs maîtres d’ouvrages qui doivent mobiliser des investissements dans un temps impartis relativement court, que pour la filière du photovoltaïque, déjà malmenée, qui ne peut s’organiser avec sérénité.

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Vingt ans après choisi de progressivement tourner le dos au nucléaire, la Belgique vient de faire volt-face et mise finalement sur l’atome pour sa production énergétique.

On ne pourra pas dire que c’est une surprise. Depuis son arrivée au pouvoir le 3 février 2025, le gouvernement de Bart De Wever travaille à la relance du nucléaire dans un pays qui avait pourtant inscrit dans sa loi, en 2003, un abandon total du recours à l’atome pour l’automne 2025.

Finalement, l’abrogation de cette loi a été votée par une large majorité du parlement belge. Ce vote supprime ainsi toute référence à une sortie du nucléaire à l’automne, mais supprime également l’interdiction de construire de nouvelles installations nucléaires. Enfin, il ouvre la possibilité d’étendre la durée de vie d’autres réacteurs nucléaires. Cette nouvelle ne fait que renforcer ce vent pronucléaire qui souffle sur l’Europe.

Prolonger les réacteurs actuels, puis créer de nouvelles installations

Lorsque la loi sur la sortie du nucléaire a été votée, en 2003, le parc belge était composé de 7 réacteurs répartis dans 2 centrales. Sur ces 7 réacteurs, trois d’entre eux ont déjà été déconnectés du réseau : Doel 3 en septembre 2022, puis Tihange 2 en 2023. Enfin, Doel 1 a été fermé le 14 février dernier.  Désormais, Engie travaille sur une mise à niveau des réacteurs Doel 4 et Tihange 3 pour prolonger leur exploitation jusqu’en 2037. En parallèle, le gouvernement belge souhaite augmenter la part de la production d’électricité d’origine nucléaire dans le mix électrique et atteindre 8 GW de capacité de production. Pour cela, le gouvernement compte sur les petits réacteurs modulaires, et espère la mise en service d’un premier miniréacteur SMR à l’horizon 2040. L’hypothèse de construction d’un EPR a également été évoquée.

À plus court terme, le gouvernement souhaite le redémarrage des quelques réacteurs récemment fermés, sans aucune garantie sur la faisabilité d’un tel projet. Et pour cause, les travaux s’annoncent très importants, car deux des trois réacteurs concernés sont déjà, en partie, démantelés. De son côté, Engie qui est chargé de l’exploitation des deux centrales belges, n’a pas annoncé clairement sa position sur ces projets.

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Qui gagnera la course à la fusion nucléaire ? Jusqu’ici en retard face à des pays comme les États-Unis ou l’Allemagne, la France commence enfin à s’organiser et compte désormais une startup qui mise sur l’utilisation de lasers pour y parvenir. 

Avec la perspective d’une énergie propre et quasi illimitée, la fusion nucléaire suscite un intérêt croissant à travers le monde. En France, les équipes d’ITER ne sont pas les seules à se pencher sur la question. La startup GenF, créée en 2024, entend bien remplacer les réacteurs nucléaires français de 900 MW par des réacteurs à fusion nucléaire d’ici 2050. Pour y parvenir, elle mise sur la technique du confinement inertiel. Cette technique, contrairement à la technologie du confinement magnétique que l’on retrouve sur le projet ITER, consiste à irradier une capsule de deutérium et de tritium par le biais de centaines de lasers. Ces derniers ont pour rôle d’augmenter brutalement la pression et la température de la capsule en question, ce qui entraîne la fusion des deux éléments. Cette réaction de fusion libère alors une grande quantité d’énergie.

Si l’équipe de GenF ne compte qu’une dizaine de personnes, elle peut s’appuyer sur de précieux partenaires. Elle profite ainsi du savoir-faire de Thalès en matière de lasers haute puissance, de Dassault Systèmes, ou encore de l’entreprise Assystem qui est spécialisée dans la conception de jumeaux numériques. Surtout, GenF a noué des partenariats avec le CNRS (Unités de recherche Luli et Celia), ainsi qu’avec la Direction des applications militaires du CEA. Pour accélérer le développement de la fusion nucléaire à confinement inertiel, et renforcer la coopération avec ses différents partenaires, GenF souhaite ouvrir, en 2028, le Fusion Hub dans la région bordelaise.

Profiter des installations du projet Laser Mégajoule

Le choix de la région bordelaise n’est d’ailleurs pas un hasard. C’est ici que la Direction des applications militaires du CEA a établi le projet Laser Mégajoule, un élément central du programme militaire français Simulation. Ce projet prend place dans un bâtiment de 300 mètres de long, et permet de simuler des essais nucléaires pour assurer la pérennité de la dissuasion nucléaire française, malgré l’arrêt définitif des essais en conditions réelles.

Le Laser Mégajoule permet de concentrer une très forte quantité d’énergie sur une très petite cible. Après de premiers essais avec moins d’une dizaine de lasers en 2014, l’installation a été progressivement développée jusqu’à permettre de réaliser la première expérience de fusion en 2019, grâce à 48 lasers. En 2020, elle en comptait 80, pour un objectif final de 176 lasers capables de déposer une énergie de 1,8 MJ sur une cible de quelques millimètres. Cette installation de classe mondiale devrait être un atout majeur pour permettre à GenF de dompter la fusion nucléaire, et ainsi la rendre industriellement viable à l’horizon 2050. Prochaine étape : démontrer la rentabilité économique du procédé grâce au projet Taranis, de 100 MWth. Ce programme vise un gain supérieur à 100, une capacité de production de 100 MW, pour 1 MW d’électricité injectée.

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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.

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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 paraît 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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