Plus les mois passent, plus les chances de voir le projet Horizeo sortir de terre s’amenuisent. Celui-ci est au point mort en raison de problèmes juridiques.

Il devait être, en quelque sorte, le fleuron du photovoltaïque en France. Un parc de 1 gigawatt-crête (GWc) de puissance pour une superficie de 680 hectares, le tout sans le moindre centime de subvention malgré les 600 millions d’euros d’investissement nécessaire. Pourtant, l’avenir du projet Horizeo s’assombrit pourtant de jour en jour. Principal sujet actuel : l’objectif zéro artificialisation nette. À l’heure actuelle, les collectivités concernées ne voudraient pas utiliser leur foncier pour ce projet. En parallèle, l’année dernière, le projet n’a pas été inscrit à la liste des grands projets stratégiques, qui aurait pu permettre d’obtenir une dérogation.

Depuis, des parlementaires tentent bien de trouver une solution au problème, mais les amendements proposés échouent les uns après les autres. Récemment, le député centriste Belkhir Belhaddad a proposé que les parcs solaires et éoliens soient retirés des décomptes fonciers en matière de consommation d’espaces naturels, agricoles et forestiers.

La PDG d’Engie dénonce la situation et envisage de mettre un terme au projet

La situation est telle que Catherine MacGregor, PDG d’Engie, envisage sérieusement de mettre un terme à ce projet qui multiplie les points de blocage. Lors d’une enquête sénatoriale, elle a déclaré être « bientôt contrainte de mettre un terme à un projet de développement des énergies solaires ».

Rappelons que ce projet a été jalonné de difficultés. Déjà, en 2023, son niveau d’avancement lui permettait d’échapper de justesse à la loi relative à l’accélération des énergies renouvelables interdisant le défrichement de plus de 25 hectares de forêt. Depuis sa genèse, le projet a également minci avec la disparition d’un data center, d’une unité de production d’hydrogène vert ou de production de batteries solaires. Même la surface du parc a été réduite de 1000 hectares à 800 hectares.

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Si le secteur du nucléaire se positionne en véritable solution pour produire de l’électricité bas-carbone, le démantèlement de ses installations reste un sujet épineux.

Comme chaque année, l’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection (ASNR) vient de dévoiler son rapport sur l’état de la sûreté nucléaire et de la radioprotection en France pour l’année écoulée. Dans ce rapport épais de plus de 400 pages, le démantèlement des installations fait l’objet d’états d’avancement contrastés.

La sûreté des opérations menées par EDF sur différents réacteurs comme celui de Brennilis, en Bretagne, ou Bugey 1, qui a été définitivement mis à l’arrêt en 1994, ont été jugées satisfaisantes. Lors d’une audition devant l’Office parlementaire d’évaluation des choix scientifiques et technologiques, Pierre-Marie Abadie a ainsi déclaré « De nombreux démantèlements se passent bien. C’est notamment le cas pour le démantèlement de Chooz, qui n’est pas un exercice très facile, car c’est le premier réacteur à eau pressurisée. L’opération s’y déroule bien ».

D’ailleurs, le cuve du réacteur, d’un poids de 190 tonnes pour une hauteur de 9,50 mètres, a récemment été levée de son emplacement pour permettre la poursuite de la déconstruction. Dans le même registre, l’année 2024 a été marquée par l’extraction du faux sommier du réacteur Superphénix, une pièce de 10 mètres de diamètre pour 38 tonnes. Pour rappel, Superphénix est le plus grand réacteur nucléaire en cours de démantèlement.

Le CEA cumule les difficultés, en matière de démantèlement

Néanmoins, tous les projets de démantèlement ne sont pas exécutés comme espérés. C’est particulièrement vrai au CEA, qui a de nombreuses installations uniques au monde, et dispose de moyens contraints. Face à cette situation, Pierre Bois, directeur général adjoint de l’ASNR a expliqué que de nombreux projets « se retrouvent dans l’ornière ». Cette situation est, en partie, due à des dommages de génie civil constatés sur l’installation 37A du site de Saclay, qui permet normalement le traitement de déchets radioactifs solides. Or, ce traitement est indispensable pour mener à bien les différentes opérations de démantèlement.

En parallèle, Pierre Bois a évoqué les anciennes stations de traitement des effluents liquides du CEA, à savoir les unités 35 à Saclay et 37B à Cadarache. On y trouve des cuves anciennes, dans un état vieillissant, qui n’ont pas été complètement vidangées, et dans lesquelles on retrouve encore des matières radioactives. Or, ces installations, qui n’ont pas vocation à être réutilisées, sont difficiles d’accès, ce qui rend toute opération de démantèlement difficile. « Deux sujets qui sont de vrais sujets de préoccupation, parce qu’aujourd’hui, non seulement on est dans des impasses techniques, mais on a peu d’idées sur la manière d’en sortir ». Pierre Bois finit en expliquant que le CEA n’a pas proposé de solution jugée suffisamment crédible, et a évoqué des plannings de démantèlement d’une durée proche du siècle.

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Une fois n’est pas coutume, la Cour des Comptes a émis un avis plutôt favorable à la gestion de l’Andra, suite à une analyse de la période 2018-2024, et ce, malgré un retard de deux décennies sur le projet Cigéo.

L’Agence nationale pour la gestion des déchets radioactifs (Andra) s’en tire plutôt bien. Alors que la Cour des Comptes est connue pour émettre des avis très tranchés, comme ce fut récemment le cas avec la filière nucléaire, du biogaz ou très récemment de l’hydrogène, l’institution française n’a pas hésité à souligner la solidité financière de l’Andra, ainsi que la robustesse de son pilotage stratégique. Malgré les 20 ans de retard par rapport au calendrier initial, la Cour des Comptes a également salué la gestion du projet Cigéo par l’Andra. Parmi les points évoqués, on peut citer un pilotage stratégique efficient, et surtout une importante capacité d’adaptation, sans compromis sur la prudence.

Pour rappel, le projet Cigéo devrait permettre de stocker les déchets nucléaires les plus dangereux à 500 mètres de profondeur à partir de 2050. Le budget total de ce projet a récemment été mis à jour par l’Andra, avec une fourchette comprise entre 26,1 milliards d’euros et 37,5 milliards d’euros pour une période allant de 2016 à 2170.

Des recommandations pour maintenir le cap

En parallèle, la Cour des Comptes a tout de même émis des recommandations sur plusieurs points. D’abord, l’institution recommande à l’Andra d’améliorer la lisibilité de l’Inventaire national. Ce document, publié tous les 5 ans, a pour objectif de répertorier l’ensemble des matières et déchets radioactifs situés sur le territoire français.

Ensuite, la Cour des Comptes recommande l’élaboration de projets de gestion des déchets FA-VL (faible activité à vie longue). En réponse à cette recommandation, l’Andra a d’ailleurs rappelé qu’elle avait remis deux dossiers à l’ASNR sur ce sujet. Le premier comprend des options techniques et de sûreté sur le possible stockage à faible profondeur des FAVL. Le deuxième détaille différentes options de gestion pour l’ensemble des déchets radioactifs. Concernant le projet Cigeo, dans sa réponse à la Cour des Comptes, l’Andra a réaffirmé sa volonté d’avancer progressivement, étape par étape, afin d’assurer la mise en œuvre d’un projet pleinement maîtrisé d’un point de vue scientifique et technique.

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C’est peut-être le début d’une solution. La France envisage la mise en place d’un système d’enchères pour sortir l’hydroélectricité de l’impasse juridique dans laquelle elle se trouve. 

La direction générale de l’énergie et du climat a-t-elle enfin trouvé un début de solution au contentieux sur les concessions hydroélectriques avec la Commission européenne ? Voilà plusieurs années que la France et l’Union européenne s’opposent au sujet des concessions hydroélectriques. En théorie, celles-ci devraient être soumises à une mise en concurrence, ce que la France refuse catégoriquement. Néanmoins, la situation pourrait peut-être changer. La France vient de lancer une consultation publique portant sur une possible « introduction de capacités virtuelles hydroélectriques sur les marchés de gros ».

Permettre à l’exploitant historique de garder le contrôle de ses barrages

En résumé, l’idée serait de mettre aux enchères des capacités hydroélectriques virtuelles. Celles-ci pourraient prendre la forme de produits de différentes formes, correspondant à différents profils de production et de flexibilité du parc. Celles-ci pourraient être pilotables ou non, de temporalités variables, et de profils différents, adaptés aux besoins du marché (production de base, production de pointe, etc). Cette solution permettrait une mise en concurrence au niveau de l’électricité produite, tout en permettant à l’exploitant historique de garder le contrôle.

La consultation publique explique ainsi : « L’exploitant historique demeurerait responsable de l’exploitation physique du barrage et des obligations juridiques, techniques et financières afférentes. Il assurerait également les missions liées aux multi-usages de l’eau ainsi qu’à la gestion des débits d’étiage au niveau local ».

Un différend juridique qui dure depuis plus de 10 ans

Trouver une solution à ce désaccord devient urgent. En effet, sans nouveaux investissements, le parc hydroélectrique pourrait se dégrader et ne plus pouvoir jouer son rôle dans la transition énergétique. Le cadre juridique actuel ne permet que de faire des travaux de faibles montants, n’imposant pas de remise en concurrence. D’ailleurs, les stations de stockage d’énergie par pompage (STEP) sont dans la même situation, alors que leur développement constitue un atout considérable pour faciliter la gestion des énergies renouvelables non pilotables.

Pour rappel, l’hydroélectricité constitue aujourd’hui la deuxième source de production d’électricité derrière le nucléaire, et la première source de production d’énergie renouvelable en France.

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Un spécialiste chinois du photovoltaïque vient de dévoiler son tout dernier modèle de batterie de stockage d’une capacité faramineuse de 520 kWh. Son objectif : permettre aux usines et aux centres commerciaux d’optimiser l’utilisateur de leur production d’énergie solaire. 

Jinko, le spécialiste des panneaux photovoltaïques, vient de dévoiler sa toute nouvelle batterie de stockage dédiée aux usines, parcs d’activités ou zones commerciales. Appelé SunGiga, ce système, relativement compact et modulable, impressionne par ses caractéristiques :

• Une capacité de stockage de 520 kWh,
• Une puissance de 125 kW pour une décharge sur 4 heures,
• Une puissance de 250 kW pour une décharge en 2 heures.

Délivrant un courant triphasé, le système est conçu pour répondre à de nombreux besoins spécifiques, comme l’arbitrage des pics de consommation, l’alimentation de secours, ou encore les fonctionnements autonomes en micro-réseau.

Optimiser sa consommation d’électricité décarbonée

Surtout, ce type de produit devrait permettre aux entreprises ou aux centres commerciaux équipés d’installations photovoltaïques d’optimiser l’utilisation de la production d’électricité. Ils peuvent ainsi espérer un taux d’autoconsommation très élevé, et donc des économies sur leur facture énergétique.

Outre une installation facilitée grâce à un système plug-and-play, la batterie se distingue par son extensibilité. Au total, il sera ainsi possible de connecter jusqu’à 12 modules ensemble pour atteindre jusqu’à 6,2 MWh de capacité de stockage. Côté sécurité, le fabricant annonce avoir mis en place une structure multicouche, ainsi qu’un système automatique de détection et d’extinction incendie.

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La phase d’exploitation peut officiellement commencer, pour le parc éolien flottant Provence Grand Large. Celui-ci vient d’être mis en service, à 17 km au large de Port-Saint-Louis-du-Rhône, en Méditerranée.

Un peu plus de 6 mois après avoir produit ses premiers kilowattheures, le parc éolien offshore Provence Grand Large, premier parc flottant de France, vient officiellement d’être mis en service. Composé de trois éoliennes Siemens Gamesa d’une puissance totale de 25 MW, le parc exploité par EDF Renouvelables devrait injecter chaque année sur le réseau l’équivalent de la consommation électrique de 45 000 personnes. Ce projet hors norme se distingue notamment par sa technologie de flotteurs semi-submersibles empruntée au secteur des plateformes pétrolières. Les mensurations de ces flotteurs à « lignes d’ancrage tendues » sont colossales : 45 mètres de hauteur, 80 mètres de côté pour près de 2 000 tonnes.

Le PGL suivi de près par d’autres parcs éoliens flottants

Précurseur, le parc éolien flottant Provence Grand Large ouvre la voie à de nouveaux projets en cours de construction. Toujours en Méditerranée, la première éolienne du projet Éoliennes flottantes du golfe du Lion (EFGFL) vient d’être assemblée à Port-la-Nouvelle. Si tout se passe comme prévu, les deux autres éoliennes du projet devraient également être assemblées d’ici peu, avant d’être remorquées à 16 km au large. Non loin de là, l’assemblage des flotteurs du projet Eolmed suit également son cours. La mise à l’eau des flotteurs devrait être imminente, et sera suivie de l’assemblage des nacelles.

La mise en service de ces trois projets pilotes devrait avoir une importance capitale pour le développement de parcs à plus grande échelle. Attribué l’année dernière, l’appel d’offre AO5 devrait conduire à la construction et la mise en service du premier parc éolien flottant commercial, au sud de la Bretagne. Porté par Pennavel, ce projet d’une puissance de 250 MW, en est au stade des études d’impact environnemental. Aux dernières nouvelles, des campagnes de mesures complémentaires seraient en cours pour affiner le positionnement des éoliennes vis-à-vis de coraux présents sur le fond marin.

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D’ici 2 ans, la mise en service d’une centrale biomasse de 120 MW devrait permettre à la Guyane de réduire considérablement ses besoins en énergie fossile. Néanmoins, le choix de la biomasse liquide pose question quant au réel impact environnemental de la nouvelle centrale. 

C’est une étape importante pour la future centrale biomasse de Larivot. Les premiers moteurs viennent d’être livrés et sont en cours d’installation. Au total, les 7 unités fabriquées en Finlande, devront permettre à la centrale d’atteindre une puissance électrique de 120 MW. Depuis la reprise du chantier en 2023, après deux ans d’arrêt pour cause de déboires judiciaires, les travaux vont bon train. Si tout se passe comme prévu, les premiers essais devraient avoir lieu au deuxième semestre 2026 pour une mise en service en 2027. Cette mise en service devrait permettre la mise à l’arrêt de la centrale au fioul Degrad-de-Cannes, mise en service en 1981.

Avec cette nouvelle centrale, EDF espère réduire fortement la part des énergies fossiles dans un mix électrique guyanais déjà dominé par l’hydroélectricité. À titre d’exemple, le barrage de Petit-Saut produit annuellement environ 560 GWh grâce à quatre turbines Kaplan.

Le paradoxe de la biomasse

Si, sur le papier, la future mise en service de la centrale biomasse de Larivot est une bonne nouvelle, la nature du combustible utilisé pose question, et illustre la difficulté de décarboner les Zones non interconnectées (ZNI). En effet, la nouvelle centrale devrait être alimentée à partir de biomasse liquide composée de 90 % d’huile végétale et 10 % de méthanol. D’une puissance similaire à la future centrale corse du Ricanto, elle devrait ainsi nécessiter de l’ordre de 200 000 tonnes de colza par an, une plante difficile à cultiver en Guyane. Son approvisionnement devrait donc vraisemblablement venir d’Europe ou du Canada. On retrouve, d’ailleurs, ce même problème sur l’île de la Réunion.

Par ailleurs, on peut s’interroger sur l’envoi de Colza vers la Guyane pour alimenter la centrale de Larivot, tandis que la centrale de Gardanne, située dans le sud de la France, pourrait être alimentée par des plaquettes forestières en provenance du Brésil.

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La Suisse se lance dans la construction d’une batterie pas comme les autres. Au cœur de celle-ci, pas d’eau transférée d’un barrage à un autre ni de lithium, mais des électrolytes liquides. Une solution pleine de promesse, mais encore peu répandue. 

Les engins de chantier commencent à s’activer du côté de Laufenburg, au nord de la Suisse. La petite ville, située à la frontière allemande, s’apprête, en effet, à accueillir une immense batterie d’une puissance de 800 MW pour une capacité de stockage de 1600 MWh. Cette batterie, située en plein cœur du réseau électrique européen, accompagne la construction d’un des plus grands data center du Vieux Continent, dont la capacité avoisinera les 14 000 racks. Cette association devrait notamment permettre au centre de données de maximiser le recours aux énergies renouvelables pour son alimentation.

Outre sa puissance et sa capacité de stockage très élevée, la batterie, dont la mise en service est prévue pour 2028, a une particularité : elle n’utilisera pas de lithium, mais fonctionnera grâce à la technologie à flux redox.

La technologie à flux redox promise à un grand avenir

Malgré un excellent rendement, les technologies de stockage reposant sur le lithium ont de nombreux inconvénients qui les rendent peu propices à un développement à grande échelle. On peut citer leur coût très élevé, leur faible durée de vie, ou encore leur caractère explosif en cas d’incident. À l’inverse, la technologie à flux redox se montre très prometteuse. Reposant sur l’utilisation d’électrolytes liquides, elle dispose de nombreux avantages, comme le fait de n’être ininflammable et non explosive, contrairement aux BESS à technologies au lithium. Si les incidents avec les BESS sont rares, leurs conséquences sont souvent importantes.

D’autre part, les batteries à flux redox ne nécessitent pas de matériaux critiques comme le lithium ou le cobalt. Enfin, ces batteries présentent une durée de vie bien plus longue que les BESS. Pour l’heure, la plus grande batterie à flux redox a été mise en service en octobre 2022 en Chine. La Dalian Flow Battery Energy Storage Peak Shaving Power Station, affiche une puissance de 100 MW pour 400 MWh de capacité de stockage.

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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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