L’EPR de Flamanville pourrait finalement ne jamais dépasser les 1 600 MWe de puissance. C’est ce que suggère la Commission de régulation de l’énergie, dans un récent rapport sur le coût du parc électronucléaire français. Une potentielle déception supplémentaire sur ce projet qui multiplie les difficultés.

L’information a failli passer inaperçue. Dans un récent rapport portant sur l’évaluation des coûts complets des centrales nucléaires, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) a donné un détail intrigant concernant Flamanville 3, nom officiel du nouveau réacteur EPR français. Dans ce rapport de près de 200 pages, on peut y lire qu’EDF aurait déclaré à la CRE « une puissance nominale inférieure de 35 MW à la puissance déclarée dans le cadre des données publiques ».

Toujours selon EDF, ce chiffre n’est pas définitif, et la puissance finale du réacteur pourrait encore être affinée d’ici la fin des essais. Néanmoins, cette donnée semble vouloir dire qu’EDF envisage un bridage de la puissance du réacteur nucléaire, au moins jusqu’en 2031, période sur laquelle porte le rapport de la CRE. Selon nos confrères de La Tribune, une telle baisse de puissance pourrait causer un manque à gagner de l’ordre de 15 millions d’euros par an à EDF. Et pour cause, si ces 35 MW ne représentent que 2 % de la puissance initiale du réacteur, cela représenterait une perte de production annuelle équivalente à celle de 16 éoliennes en mer comme celles de Saint-Nazaire.

La pleine puissance comme cadeau de Noël ?

Des rumeurs circulent concernant un possible rendement détérioré de la turbine, cet organe de la centrale qui permet de transformer l’énergie thermique de la vapeur en énergie mécanique. EDF s’est néanmoins montré rassurant sur ce sujet, et a indiqué que le bridage évoqué n’a aucun rapport avec les interventions menées sur la turbine.

Il reste désormais à attendre que le réacteur redémarre afin d’en savoir plus. Si la puissance maximale devait être atteinte avant la fin de l’été, il semblerait que l’objectif soit désormais la fin de l’automne. On peut donc logiquement espérer que l’EPR de Flamanville produira au moins 1585 MWe aux alentours du 20 décembre. Actuellement, les équipes d’EDF sont sur le pont pour permettre une reconnexion du réacteur au réseau le 17 octobre prochain.

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Eiffage et RTE viennent de trouver un terrain d’entente pour la création de trois sous-stations électriques destinées aux parcs éoliens flottants de Bretagne-sud, Narbonnaise-sud-Hérault et du Golfe de Fos. Cet accord marque une étape importante pour le développement de ces trois parcs, dont la mise en service est prévue pour 2032, et témoigne du savoir-faire français et européen en matière de raccordement électrique. 

On sait désormais qui sera en charge de la construction de trois sous-stations électriques, pour le raccordement des parcs éoliens Bretagne-sud (AO5), Narbonnaise-sud-Hérault et Golfe de Fos (AO6), ainsi que l’extension de ces deux derniers (AO9). Ce contrat, signé entre RTE et Eiffage, va permettre la mise en œuvre de sous-stations d’une puissance de 750 MW, pour un montant total de 1,5 milliard d’euros. Ce contrat concerne à la fois la réalisation des fondations, et des parties supérieures qui renferment les équipements électriques.

Pour l’heure, on sait que les fondations de la sous-station de Bretagne-sud mesureront 115 mètres de haut, pour 25 mètres par 35 mètres de côté. Les trois sous-stations auront des dimensions identiques, à savoir 20 mètres de haut, 35 mètres de côté et 70 mètres de long. Dans les faits, ce sera Smulders, filiale belge d’Eiffage Métal, qui se chargera du projet. Ainsi, les fondations jackets seront assemblées sur le site Eiffage Métal de Fos-sur-Mer, tandis que les parties supérieures seront fabriquées à Vlissingen, aux Pays-Bas.

Eiffage et les Chantiers de l’Atlantique se partagent les sous-stations françaises

Si l’ombre de la concurrence chinoise plane sur chaque parc éolien offshore en Europe, la conception et la réalisation des sous-stations associées sont largement dominées par des acteurs français et européens. Avec cette nouvelle signature, Eiffage, par le biais de sa filiale Smulders, renforce sa position de leader européen des sous-stations électriques. Il a ainsi réalisé les parcs de Moray West, Hollande Kust ou encore celui du parc Ailes Marines de Saint-Brieuc. Il devrait commencer d’ici peu la construction de quatre sous-stations destinées à la future île énergétique belge, appelée Princesse Élisabeth.

À l’échelle de la France, Eiffage se partage la réalisation des sous-stations avec la société Atlantique Offshore Energy, plus connue sous le nom de Chantiers de l’Atlantique, qui a la charge des installations électriques de parcs comme Saint-Nazaire-, Fécamp, Courseulles-sur-Mer ou encore Noirmoutier. D’ailleurs, les deux géants devraient unir leurs forces pour les parcs Centre Manche 1 et 2. Ces derniers vont bénéficier de sous-stations HVDC d’une puissance colossale de 1,25 GW chacune. Sur ce projet, Smulders aura la charge des fondations jacket, tandis qu’Atlantique Offshore Energy se chargera de la partie supérieure.

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Remplacer des hauts-fourneaux par le soleil, voilà le pari de cette PME suisse, qui veut produire de l’acier recyclé au bilan carbone presque nul. Après un premier prototype prometteur, la PME Panatere vise désormais plus grand.

Recycler de l’acier grâce à la simple énergie du soleil : voilà l’idée un peu folle que c’est lancé Raphaëel Broye, il y a presque 10 ans. Si le parcours a été semé d’embûches, le résultat est là : son projet composé de deux fours solaires vient d’être inauguré, et est capable de générer 50 tonnes de produits métalliques de haute qualité. Pour l’heure, le site fournit une trentaine d’entreprises situées dans un rayon de 50 km.

Avec ces deux fours, situés sur la commune suisse de la Chaux-de-Fonds, la PME Panatere est parvenue à créer un acier recyclé dont le bilan carbone est 165 fois inférieur à celui de l’acier classique. Pour cela, chaque four utilise le même principe. Un héliostat, c’est-à-dire un miroir qui pivote pour suivre la course du soleil, dirige les rayons solaires vers un concentrateur. Ce dernier, comme son nom l’indique, concentre les rayons vers un troisième miroir qui lui-même permet au soleil de chauffer un creuset dans lequel se trouve le métal à faire fondre.

Grâce à cette architecture, le grand four peut monter jusqu’à 1 300 °C tandis que le petit peut atteindre la température de 1 800 °C. Grâce à ces deux équipements, Panatere peut aussi bien faire fondre de l’acier que du cuivre ou du titane.

Un projet d’usine pour 2028

Fort de ces deux premiers prototypes, qui ont valu à Panatere de remporter le prix suisse de l’éthique en 2024, Raphaël Broye a de la suite dans les idées, et vise désormais la construction d’une usine pour 2028. Le choix de l’implantation de cette usine, dont la production est attendue aux alentours des 1 200 tonnes/an, devrait se jouer entre la Chaux-de-Fonds et la Sierre, les deux villes les plus ensoleillées de la Suisse Romande.

Pour optimiser la production, ce dernier pourrait être équipé d’un système de stockage d’énergie. Avec ce site, l’objectif est de créer une véritable économie circulaire concernant les métaux stratégiques, et ainsi permettre à la Suisse de gagner en indépendance d’un point de vue industriel. À l’heure actuelle, le pays importe chaque année environ 140 000 tonnes d’acier inoxydable, dont 15 800 tonnes sont destinées au secteur de l’horlogerie.

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Grâce à une puissance quatre fois supérieure au plus grand électrolyseur européen actuellement en service, le projet Normand’Hy espère participer à la décarbonation de l’industrie normande avec une production annuelle estimée 28 000 tonnes d’hydrogène vert. Mise en service prévue en 2026. 

Situé à quelques centaines de mètres des rives de la Seine, le chantier du projet Normand’Hy, d’une superficie de 14 hectares, avance à grandes enjambées. Promis au titre de plus grand électrolyseur vert d’Europe, il devrait produire de l’hydrogène vert pour les industries locales, mais également pour le secteur du transport à hauteur de 25 %. Pour cela, l’hydrogène sera produit par des électrolyseurs de type PEM (membrane échangeuse de proton), d’une puissance totale de 200 MW, grâce à l’eau de la Seine. L’électricité sera issue d’une centrale photovoltaïque mise en œuvre par le producteur d’énergie renouvelable Unite, via un contrat de gré à gré, également appelé Power purchase agreement (CPPA) avec Air Liquide. Pour s’adapter à la production intermittente du parc solaire, les électrolyseurs déjà installés sont capables de faire varier très rapidement leur puissance. On parle d’une vitesse de 1 % de puissance par seconde.

Le choix du site de Port-Jérôme, pour l’implantation de l’électrolyseur géant, est loin d’être un hasard, car la Normandie représente près d’un tiers de la consommation française d’hydrogène. Le site, géré par Air Liquide, va ainsi alimenter plusieurs sites industriels par le biais d’un pipeline, et en particulier la raffinerie de Gonfreville l’Orcher, qui consommera la moitié de la production de l’électrolyseur afin de permettre le raffinage du pétrole. Le chantier suivant son cours comme prévu, la mise en service du site est attendue pour fin 2026.

Un projet vite rattrapé ?

Si la puissance du site est impressionnante, il ne devrait pas rester n°1 très longtemps, car les projets d’électrolyseurs verts se multiplient un peu partout dans le monde. Comme souvent en matière d’énergie renouvelable, la Chine affiche une longueur d’avance avec son site de Sinopec, d’une puissance de 260 MW. De nombreux autres projets sont envisagés, en particulier en Mongolie, avec des puissances dépassant parfois les 400 MW.

Plus proche de chez nous, le projet H2V, qui doit voir le jour à Fos-sur-Mer dans les années à venir, devrait lui aussi dépasser Normand’hy. Désormais appelé H4 Marseille-Fos, sa puissance initiale de 600 MW a été largement revue à la baisse, mais devrait tout de même atteindre les 300 MW. sa mise en service est prévue pour 2029.

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Si la centrale nucléaire qui alimente la Slovénie et la Croatie n’est pas un monstre de puissance, elle a pour elle une régularité remarquable. Lors de son dernier cycle de combustible, elle a tout simplement réalisé un sans-faute. 

La centrale nucléaire de Krško a bien mérité son arrêt programmé pour maintenance. Cette centrale, que se partagent la Croatie et la Slovénie, vient de terminer avec brio son 34ᵉ cycle de combustible. Pendant presque un an et demi, son unique réacteur a fonctionné sans discontinuer à pleine puissance. Au total, elle a ainsi produit près de 8 500 GWh en 511 jours. Ces chiffres soulignent la bonne gestion d’une centrale qui a pourtant des « kilomètres » au compteur. Construite par Westinghouse en 1975, elle a été connectée au réseau à partir de 1981. Son réacteur à eau pressurisée, comme la plupart des réacteurs français, affiche une puissance nette de 688 MW.

D’abord mise en service pour une durée de 40 ans, elle a finalement obtenu une extension de sa durée de vie à 20 ans supplémentaire, ce qui devrait permettre de maintenir son exploitation jusqu’en 2043. Sans cesse entretenue et mise aux normes, elle a récemment reçu de nouvelles protections contre la grêle et la foudre, suite à des épisodes météorologiques de plus en plus violents dans la région. Si tout se passe comme prévu, elle devrait être redémarrée dès la fin du mois d’octobre.

Un deuxième réacteur bientôt construit ?

Il se pourrait bien que le réacteur de la centrale ne reste pas seul très longtemps. Depuis 2019, la Slovénie étudie les possibilités d’extension du site. En 2022, les gouvernements de la Slovénie et de la Croatie ont renouvelé leur intérêt pour l’augmentation de la puissance de la centrale. C’est ainsi qu’est né le projet d’extension JEK2. Si un référendum devait normalement avoir lieu pour valider ce projet, ce dernier a finalement été annulé au dernier moment. Il se murmure que les députés slovènes craignaient une perte d’adhésion de la population. Le projet a tout de même été maintenu.

À l’heure actuelle, EDF et Westinghouse se livrent un combat acharné pour savoir si va remporter un contrat estimé à plus de 10 milliards d’euros. Alors que Westinghouse propose la construction d’un réacteur AP1000, d’une puissance de 1150 MWe, EDF propose soit la construction d’un EPR de 1650 MW, soit la construction d’un EPR1200, dont la puissance ne dépasse pas les 1200 MWe.

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Si les promesses restent, les difficultés se multiplient, pour l’hydrogène vert. Dans son dernier rapport sur le sujet, l’Agence internationale de l’énergie a revu à la baisse le nombre de projets prévus pour la fin de la décennie. 

Tout ne se passe pas comme prévu, en matière de développement de l’hydrogène vert. Un temps perçu comme l’une des clés de la transition énergétique, l’hydrogène produit à partir d’énergies renouvelables peine à se faire une place. Pourtant, à l’heure actuelle, ce ne sont pas les besoins en hydrogène qui manquent. Selon un récent rapport de l’Agence internationale de l’énergie (AIE), sur l’année 2024, la demande mondiale a augmenté de 2 % par rapport à l’année précédente pour atteindre près de 100 millions de tonnes de H2. Cependant, cette production a nécessité 290 milliards de mètres cubes de gaz naturel, et 90 millions de tonnes d’équivalent charbon.

L’hydrogène vert, moins de 1 % de la demande mondiale

Si la production d’hydrogène vert a augmenté de 10 % entre 2023 et 2024, elle ne devrait atteindre les 1 million de tonnes que dans le courant 2025, et représenter moins de 1 % de la demande mondiale. D’ailleurs, la somme de tous les projets de production d’hydrogène vert, estimés pour 2030, vient d’être revue à la baisse. Estimée à 49 millions de tonnes par an lors du dernier rapport, elle s’élève désormais à 37 millions de tonnes par an, ce qui représente une baisse de 25 %.

Toujours selon l’AIE, l’hydrogène vert rencontre de nombreuses difficultés qui entraînent retards et annulations de projets. Il faut dire que, pour le moment, la baisse du coût du gaz naturel associée à la hausse du prix des électrolyseurs renforcent l’écart de prix entre l’hydrogène gris et l’hydrogène vert. Cette situation touche même la France. Ainsi, l’entreprise McPhy Energy, qui a récemment inauguré la première gigafactory d’électrolyseurs, est en grande difficulté financière et vient d’être rachetée in extremis par John Cockerill. Cet été, ArcelorMittal a également décidé de renoncer à reconvertir son usine de production d’acier à l’hydrogène, faute de rentabilité. Enfin, du côté des transports, le recours à l’hydrogène semble plus complexe que prévu, ce qui limite fortement son déploiement. La voiture à hydrogène ne parvient pas à se faire une place, et les perspectives d’un futur avion à hydrogène sont de plus en plus floues. Même Airbus a décidé de ranger son concept d’avion 100 % hydrogène dans un carton.

Tenir le coup le temps que les prix se resserent

Pour autant, l’Agence internationale de l’énergie souligne que, malgré une adoption très lente, l’hydrogène vert pourrait quand même jouer un rôle important dans la transition énergétique. L’AIE projette que la production d’hydrogène vert pourrait atteindre 4,2 millions de tonnes d’hydrogène par an, soit 4 % de la production mondiale. Si cette augmentation semble à priori modeste, elle représenterait tout de même une multiplication par 5 de la production par rapport aux chiffres de 2024. Si cette croissance est respectée, elle ressemblerait fortement à l’évolution connue par le photovoltaïque il y a quelques années. D’ailleurs, à la fin de la décennie, il y a de grandes chances pour que les écarts de prix entre hydrogène gris et hydrogène vert diminuent, ce qui devrait contribuer à l’accélération de l’hydrogène vert.

L’AIE souligne particulièrement le rôle que pourrait avoir l’hydrogène vert dans le transport maritime. À l’heure actuelle, 60 navires fonctionnent déjà au méthanol, un carburant obtenu à partir d’hydrogène et de dioxyde de carbone, et on compte près de 300 navires de ce type en commande. Cette adoption pourrait s’accélérer si les infrastructures portuaires évoluent, et si le cadre réglementaire en fait de même. Elle estime qu’il suffirait d’équiper 17 ports pour couvrir les besoins de ravitaillement de 60 % du trafic maritime mondial.

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Plus de 144 heures. C’est la durée depuis laquelle la centrale ukrainienne n’est plus raccordée au réseau électrique, et doit être refroidie par des générateurs de secours. Cette situation préoccupante fait craindre un incident nucléaire si le site venait à manquer de carburant pour maintenir les systèmes de sécurité opérationnels.

Dans la soirée du 23 septembre, la dernière ligne de transmission électrique de la centrale nucléaire de Zaporijia a été coupée suite aux combats entre russes et ukrainiens. Contrôlée par la Russie depuis 2022, la centrale ne produit plus d’électricité, mais nécessite une alimentation électrique permanente afin d’en assurer le refroidissement. Suite à la coupure, 7 des 18 générateurs diesel de secours auraient été mis en service, et alimentent actuellement les systèmes de sécurité et de refroidissement de la centrale.

La situation est délicate, car les générateurs diesel constituent la dernière solution pour maintenir l’alimentation électrique du site. Or, des tests de résistance de ces équipements, effectués après l’accident de Fukushima en 2011, ont montré une limite de 72 heures qui n’a jamais été réellement testée. De leur côté, les autorités russes auraient indiqué à l’Agence internationale de l’énergie atomique (AIEA) qu’il y avait assez de carburant pour maintenir une autonomie de 20 jours. Selon l’AIEA, la situation ne présenterait « pas de danger immédiat ». Depuis 2022, c’est la dixième panne électrique que subit la centrale, mais c’est de loin la plus importante.

Un redémarrage envisagé d’ici fin 2027 ?

Il semblerait que la Russie travaille à raccorder la plus grande centrale nucléaire d’Europe à son propre réseau électrique. Dès avril 2025, Rosatom a indiqué espérer pouvoir relancer la production avant la fin de l’année 2027. Greenpeace aurait d’ailleurs constaté la création d’une vaste ligne électrique de 201 km de long entre les sous-stations de Melitopol et Marioupol. Selon le directeur actuel de la centrale, ce raccordement commencé en décembre 2024 en serait à la dernière étape.

Malgré la création de cette ligne électrique, des obstacles techniques subsistent, parmi lesquels le manque de personnel qualifié ou encore la dégradation des équipements du fait des trois années sans production. Rappelons que les ressources en eau nécessaires au refroidissement des réacteurs sont très limitées depuis que le barrage de Nova Kakhovka a été détruit en juin 2023. Le directeur général de l’AIEA et Vladimir Poutine se sont rencontrés, la semaine dernière, à l’occasion de la semaine atomique qui s’est tenue à Moscou. Mais cette entrevue n’aurait pas permis de faire avancer le dossier.

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Alors que Naarea, en proie à des difficultés financières, joue sa survie, elle n’en oublie pas pour autant l’essentiel, en continuant d’innover pour permettre la réussite de son projet de réacteur nucléaire à sels fondus. Dernière avancée en date : la synthèse du combustible liquide indispensable à son fonctionnement.

Les SMR suscitent de nombreux espoirs pour la production d’une énergie abondante, mais décarbonée. Preuve de cet engouement, plus d’une centaine de projets sont en cours de développement à travers le monde. Mais si le développement de ces réacteurs va bon train, se pose également la question des combustibles.

C’est justement à ce sujet que Naaera vient de franchir une étape importante. La startup française travaille activement à la synthèse du sel de NaCl-PuCl3. Ce nom quelque peu compliqué désigne du chlorure de sodium dans lequel sont dissous des actinides sous forme de chlorure de plutonium et de chlorure d’uranium. Ce combustible nucléaire, qui a la particularité d’être liquide, permettrait le fonctionnement du réacteur XAMR en cours de développement par Naarea. Ce petit générateur nucléaire de 4ᵉ génération devrait afficher une puissance électrique de 40 MWe (et 80 MWth). Il a la particularité de permettre le retraitement et la réutilisation du combustible usée provenant des réacteurs à eau pressurisée, réduisant ainsi le volume des déchets ultimes.

Un sel à base de chlorure de plutonium

Concrètement, les équipes de Naarea, en collaboration avec le CNRS, l’Université Paris-Saclay et le Joint Research Center, sont parvenues à démontrer que le bullage d’un gaz dans un mélange de chlorure de sodium et d’oxyde de plutonium (NaCl-PuO2) à haute température, permettait d’obtenir un sel à base de chlorure de plutonium. Cette réussite constitue la base d’une méthode de synthèse non proliférante de ce combustible liquide. Cette première étape accomplie, il va désormais falloir valider cette solution technique grâce à des essais à plus grande échelle. Ces derniers devraient avoir lieu au I-Lab, un hall d’essai de 2 400 m² situé à Cormeilles-en-Parisis, dans le Val-d’Oise.

Du fait de l’absence de filière industrielle pour la fabrication de ce type de combustible, cette synthèse constitue une étape clé pour le développement du XAMR, et peut-être même d’autres réacteurs de type SMR.

Naaera vit une véritable course contre-la-montre

Naarea traverse une période très compliquée. Elle doit absolument trouver des financements dans les prochains mois afin d’éviter la liquidation judiciaire. Dans ce contexte, cette avancée sur la synthèse du combustible de son futur réacteur à neutrons rapides arrive à point nommé. Elle témoigne de la dynamique positive qui entoure une startup tournée vers l’innovation. Il y a quelques mois déjà, la startup avait donné un avant-goût de sa progression en communiquant sur le jumeau numérique de son réacteur nucléaire, ou encore sur un partenariat avec Phoenix Manufacture, spécialiste français de la fabrication additive.

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Malgré la bonne forme du parc nucléaire français, la situation financière d’EDF suscite les inquiétudes du côté de la Cour des comptes. Dans un nouveau rapport, l’institution dénonce la difficulté du groupe à créer de la valeur, alors même que ce dernier doit investir pas moins de 460 milliards d’euros sur les 15 prochaines années. 

C’est la deuxième fois en quelques mois que la Cour des comptes s’intéresse à la gestion financière d’EDF, l’énergéticien français. En janvier, elle avait ainsi dénoncé une mauvaise gestion du projet de l’EPR de Flamanville, qui avait conduit à grandement entamer la rentabilité du projet. Cette fois, la Cour des comptes a analysé tout le modèle économique d’EDF, et livre ses inquiétudes face aux investissements en approche.

Dans ce rapport d’une centaine de pages, elle souligne la position dominante d’EDF, grâce à son parc de production unifié et son intégration verticale allant de la production d’électricité jusqu’à sa commercialisation. Malgré cette position préférentielle, EDF a multiplié les mauvais choix d’investissement sur la période 2012 – 2024, ce qui a conduit à creuser l’endettement de l’énergéticien. Celui-ci atteint désormais 54,6 milliards d’euros à la fin de l’année 2024. En parallèle, le parc nucléaire a perdu en rentabilité, notamment à cause des problèmes de corrosion. Dans ces conditions, EDF a eu de grandes difficultés à créer de la valeur.

460 milliards d’euros à investir

Pourtant, EDF va devoir relever la tête, car des défis financiers, techniques et technologiques sont attendus dans les prochaines années. Sur la période 2025 – 2040, EDF doit investir près de 460 milliards d’euros répartis de cette manière :

• 90 milliards d’euros pour la maintenance et la prolongation du parc nucléaire actuel,
• 115 milliards d’euros pour la construction des 14 EPR2, dont 75 milliards pour les 6 premiers,
• 15 milliards d’euros pour le parc hydroélectrique,
• 100 milliards d’euros pour le réseau électrique.

La capacité d’investissement du groupe français sera d’ailleurs conditionnée par les performances du parc nucléaire français, mais également par des aléas concernant les prix du marché de l’électricité avec la fin de l’ARENH.

Des recommandations pour améliorer la situation

Face à ce constat, la CRE a mentionné plusieurs recommandations. La première consiste à assurer un suivi systématique de la rentabilité des investissements d’EDF Power Solutions (ex-EDF Renouvelables). En effet, elle a mis en évidence que si la filiale génère bien un flux de trésorerie positif, celui-ci reste inférieur aux investissements. D’ailleurs, en 2024, EDF Power Solutions représentait moins de 3 % du résultat opérationnel d’EDF. De manière plus générale, la CRE propose une revue stratégique des investissements, des participations et des différentes filiales du groupe EDF pour en cerner les points forts et les points faibles.

Enfin, concernant le programme EPR2, la CRE indique qu’il est important que les modalités de partage des risques soient clairement identifiées entre l’État et EDF avant la décision finale d’investissement.

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Les conséquences du retard de publication de la PEE3 commenceraient-elles à se faire ressentir ? Ce n’est pas impossible. En matière d’éolien terrestre, pour l’année 2025, la France pourrait signer un triste record. 

L’année 2025 restera sans doute comme une année noire pour l’éolien terrestre, en France. Selon William Arkwright, président de la commission éolien terrestre du Syndicat des énergies renouvelables (SER), le pays n’a raccordé que 276 MW de turbines sur les six premiers mois de l’année. Tout porte donc à croire que l’année se terminera aux alentours des 500 MW mis en service, soit deux fois moins que l’année dernière.

Pour retrouver un tel chiffre, il faut revenir 20 ans en arrière. En 2005, seulement 412 MW avaient été raccordés par une filière encore balbutiante. Selon William Arkwright, cette situation est en grande partie liée au climat politique instable, dans lequel la désinformation sur l’éolien va bon train. Il n’hésite d’ailleurs pas à pointer du doigt les Dreal et les préfectures dans lesquelles certains projets seraient bloqués, et dénonce « un moratoire qui ne dit pas son nom ». À l’heure actuelle, il reste environ 10 GW de projets éoliens dans les tuyaux qui suivent leur cours. Néanmoins, dans ce climat d’incertitude, la situation pourrait même empirer. En l’absence de visibilité et de ligne directrice à l’échelle du pays pour les prochaines années, les développeurs limitent déjà le nombre de nouveaux projets.

Le photovoltaïque fait un peu mieux

Du côté de l’énergie solaire, les chiffres sont plus encourageants. Xavier Darval, président de la commission solaire de la SER, a ainsi indiqué que 2025 pourrait être une année record avec le raccordement de 3,3 GW d’installations photovoltaïques. Malgré ce dynamisme et un pipeline de projets de 10 GW, la météo n’est pas au beau fixe pour autant. L’absence de perspective pourrait poser problème dès l’été 2026. Plus que jamais, le gouvernement bientôt formé par le nouveau premier ministre Sébastien Lecornu va devoir s’atteler à la publication de la PPE3 avant que les conséquences ne soient trop importantes sur l’économie française de la transition énergétique.

L’article Éolien terrestre : l’année 2025 s’annonce catastrophique en matière de raccordements est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

C’est désormais officiel : les études d’installation du SMR de Calogena sur le site nucléaire de Cadarache (Bouches-du-Rhône) vont bientôt pouvoir commencer. Il s’agit enfin d’un signal positif pour la filière française des SMR qui est bousculée par la concurrence internationale.

Les SMR, ces petits réacteurs nucléaires qui suscitent de nombreux espoirs dans la course à la décarbonation, seront-ils prêts à temps pour réellement participer à la transition énergétique ? C’est la question que semble se poser la Commission de régulation de l’énergie, dans son dernier rapport concernant leur insertion dans les systèmes énergétiques. Leur place dans le secteur de la production d’électricité semble loin d’être promise tant les alternatives sont nombreuses. Le dense réseau électrique rend pertinent le développement la construction de réacteurs nucléaires conventionnels, tandis que les moyens de production d’énergie renouvelables peuvent être déployés dès maintenant, et rapidement.

Des réacteurs nucléaires qui ne produisent que de la chaleur

En revanche, le sujet de la production de chaleur est autrement plus complexe, et aucune solution, mis à part le recours à la biomasse, ne prend réellement le pas sur les autres. Pour cette raison, la CRE estime que les SMR thermiques sont les plus prometteurs. Ces derniers, grâce à leur conception sûre, et leur faible emprise, pourraient parfaitement s’adapter aux besoins des réseaux de chaleur urbains ou des sites industriels nécessitants de la chaleur.

Parmi eux, Calogena joue les figures de proue et s’impose comme l’un des projets français les plus aboutis. D’ailleurs, un potentiel déploiement de son premier prototype CAL30, capable de développer une puissance thermique de 30 MWth, avait été envisagé sur le site de Cadarache, centre de recherche français sur l’énergie nucléaire situé dans les Bouches-du-Rhône. Cette idée vient d’être officialisée grâce à une lettre d’intention signée avec le CEA. Celle-ci marque le démarrage des études d’implantation de ce premier prototype sur le site nucléaire. Pour Calogena, l’objectif est simple : devenir la première société à disposer d’un SMR prêt à l’horizon 2030.

Les SMR seront-ils industrialisés à temps ?

Malgré cette bonne nouvelle, le futur rôle des SMR dans la décarbonation de l’Europe n’est pas encore assuré. Comme le rappelle la CRE, le développement massif des SMR passera par leur industrialisation, et donc par une uniformisation de la réglementation à l’échelle européenne pour rendre cette dernière possible. De plus, il est nécessaire que les filières d’approvisionnement en combustible nucléaire soient opérationnelles.

Dans le même temps, la décarbonation de la chaleur en France ne peut attendre. Les filières de production de chaleur, qui sont subventionnées par le Fonds Chaleur de l’ADEME, ne cessent de se développer. Si la biomasse énergie occupe un rôle majeur dans cette décarbonation, la géothermie dispose également d’un fort potentiel. Enfin, concernant la chaleur industrielle, les SMR vont devoir se faire une place parmi d’autres sources de chaleur comme celle produite à partir de résidus fatals, comme c’est le cas à Fos-sur-Mer.

L’article Mini réacteurs nucléaires SMR : le principal espoir français va s’installer à Cadarache est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Décidément, l’année 2025 ne restera pas dans les mémoires pour le développement de l’éolien en France. Aucun développeur n’a voulu répondre à l’appel d’offre AO7 pour cause de prix trop bas, et de difficultés techniques trop importantes. 

On le voyait venir depuis plusieurs mois, mais c’est désormais officiel : l’appel d’offre AO7, portant sur la construction d’un parc éolien en mer de 1 GW au large de l’île d’Oléron, a été déclaré infructueux. À la clôture du dépôt des offres, le 2 avril dernier, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) n’avait reçu aucun dossier sur son bureau. Et pour cause, au fil des mois, les 9 candidats, présélectionnés en 2023, se sont tour à tour désistés, parmi lesquels : Total Energies, RWE, Skyborn Cobra, Iberdrola, Qair, EDF ou encore Engie via Ocean Winds.

Cette situation s’explique notamment par les caractéristiques spécifiques de ce projet qui doit être construit, rappelons-le, à 40 km des côtes au large de l’île d’Oléron. D’une puissance totale de 1 gigawatt (GW), il doit être composé de 35 à 70 éoliennes pour un budget compris entre 1,5 et 3 milliards d’euros.

Selon la CRE, qui a consulté les différents candidats pour en apprendre plus sur les raisons de cet échec, les conditions propres au site d’Oléron ont beaucoup pesé dans la balance. En effet, le projet présente des conditions bathymétriques rares en grande profondeur. Comprenez que s’il avait été mené à bien dans ces conditions, il serait devenu le parc éolien posé le plus profond du monde, avec des profondeurs pouvant atteindre les 70 mètres. À titre de comparaison, le fond marin du parc de Saint-Nazaire est compris entre 12 et 25 m de la surface. Le projet aurait donc nécessité « des solutions technologiques non réplicables sur d’autres projets ». De plus, le site fait face à des contraintes météo-océaniques fortes. L’ensemble de ces spécificités ont été jugées incompatibles avec le prix fixé par l’appel d’offre, à savoir 100 €/MWh.

Des spécificités françaises qui compliquent les réponses aux appels d’offre

Mais pour l’éolien en mer français, le mal est plus profond, en témoigne le déroulement du parc AO8 dont la remise des offres et la délibération ont eu lieu simultanément à l’AO7. Seules deux entreprises ont répondu à ce parc situé dans la Manche. La situation fait également écho à l’appel d’offre du parc Bretagne-sud, pour lequel le gagnant s’était désisté au dernier moment.

Dans sa délibération concernant AO7 et AO8, la CRE fait mention de plusieurs facteurs qui expliquent la faible participation aux procédures, et au manque de réponse aux parcs éoliens offshore. Parmi ces facteurs, on retrouve sans surprise la hausse des coûts d’approvisionnement qui peut atteindre 40 %, rien que pour la fourniture des turbines. D’ailleurs, les porteurs de projet ont indiqué que la faible compétition concernant la fabrication européenne de turbines nuit à la compétitivité de celles-ci. Plus surprenant, il semblerait que les conditions de raccordement prévues par les cahiers des charges limitent le choix des aérogénérateurs compatibles, la tension de raccordement étant fixée à 132 kV. Ils évoquent également des incertitudes concernant l’impact sur les projets d’éventuelles contraintes militaires, ainsi que l’impact des mesures de protection de la biodiversité.

Un nouvel appel d’offres à formuler

D’un point de vue plus administratif, les porteurs de projets dénoncent un délai trop important entre la remise des offres, et le bouclage financier, ainsi que la place trop importante laissée au prix dans la notation définitive.

Pour assurer un plus grand taux de réponses aux prochains appels d’offres, la CRE et le ministère de l’Énergie et de l’Industrie vont vraisemblablement devoir prendre en compte ces problématiques et faire évoluer les conditions des cahiers des charges. Concernant le futur parc Oléron 1, il semblerait que le recours à de l’éolien flottant pour une nouvelle procédure de mise en concurrence soit envisagée.

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2,7 milliards d’euros. Voilà le coût estimé par RTE pour raccorder le futur plus grand parc éolien français au réseau électrique national. Colossal, ce chiffre s’explique pourtant par de nombreuses différences techniques par rapport aux raccordements réalisés jusqu’à présent.

Peu à peu, les contours du parc éolien en mer Centre Manche 1 (CM1 pour les intimes) commencent à se dessiner. Celui que l’on pourrait considérer comme le premier des « grands parcs » éoliens offshore, avec sa puissance de 1,05 GW, devrait être mis en service en 2032, à une trentaine de kilomètres au large des côtes du Cotentin. Parmi les plus importants défis de ce projet, le raccordement tient une place de choix. D’ailleurs, depuis le 2 septembre, une enquête publique permet aux citoyens de donner leur avis sur ce raccordement, qui devrait permettre l’acheminement de l’électricité depuis le parc jusqu’au poste de transformation de Menuel, situé dans la petite commune de L’étang-Bertrand.

Parmi les documents fournis à l’occasion de cette enquête publique, le mémoire descriptif partage de nouvelles indications sur le coût du projet et de son raccordement. On y apprend que l’État français estime le coût du projet dans sa globalité, c’est-à-dire des parcs Centre Manche 1 et Centre Manche 2, entre 8 et 10 milliards d’euros. Cette enveloppe inclurait un total de 2,7 milliards d’euros pour le seul raccordement de Centrale Manche 1 !

Ce chiffre a de quoi surprendre, en particulier quand on le compare au montant des raccordements de parcs comme celui de Saint-Brieuc ou de Fécamp, qui avoisinaient les 260 millions d’euros en 2020.

Une liaison en courant continu

Néanmoins, à y regarder de plus près, plusieurs facteurs expliquent ce bond colossal entre les 259 millions d’euros investis par RTE pour le parc Ailes Marines et les 2,7 milliards envisagés pour Centre Manche 1. D’abord, la puissance de CM1 devrait dépasser le gigawatt, ce qui représente le double du parc de Saint-Brieuc.

Outre la puissance importante du parc, la distance de raccordement maximale du CM1 dépasserait les 100 km avec 75 km de liaison sous-marine et 35 km de liaison souterraine. De ce fait, le choix d’un raccordement de type HVDC s’est imposé afin de ne pas avoir à composer avec la gestion de l’énergie réactive, une forme d’énergie inhérente au courant alternatif, qui devient problématique sur des câbles de longues distances. Or, si une liaison en courant continu coûte généralement moins cher qu’une liaison dimensionnée pour le courant alternatif, les stations de conversion qu’elle nécessite de part et d’autres sont très onéreuses. D’ailleurs, compte tenu de ce choix technologique, et contrairement à d’autres projets éoliens offshore, c’est RTE qui a la charge de financer et construction la sous-station du parc CM1, ce qui modifie considérablement son périmètre d’intervention, et donc le coût correspondant.

Lors d’une précédente estimation, le coût de raccordement du parc CM1 avait été estimé entre 1,3 et 1,7 milliard d’euros. Il semblerait que cette hausse, qui reste très importante, soit due à une analyse plus poussée des conditions bathymétriques et géologiques du tracé à couvrir, mais également à la hausse de prix des matières premières. Enfin, une partie du système de raccordement a été mutualisée pour anticiper le déploiement du futur parc Centre Manche 2 qui sera située à proximité directe du premier parc.

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La France fait-elle peur aux spécialistes internationaux des énergies renouvelables ? C’est la question que l’on peut se poser, face au constat du groupe Iberdrola de se débarrasser de presque toutes ses installations de production éolienne et photovoltaïque. 

Dans le secteur des énergies renouvelables, le nom Iberdrola vous dit sans doute quelque chose. Et pour cause, le groupe espagnol, qui fait partie des leaders mondiaux en matière de production et de distribution d’électricité, a construit et exploite le parc éolien en mer de Saint-Brieuc. Outre le troisième parc offshore français, l’énergéticien exploite 11 parcs éoliens terrestres, qui totalisent une puissance de 118 MW ainsi qu’une multitude de centrales photovoltaïques. Du fait des quelque 1,2 GW de projets éoliens et photovoltaïques à différents stades d’avancement à travers le pays, on aurait pu penser que cette dynamique n’allait que s’accélérer, et qu’Iberdrola allait consolider sa position sur le territoire français. Mais contre toute attente, l’énergéticien a décidé de revendre la quasi-totalité de son portefeuille de parcs et projets français.

Cap sur l’éolien en mer ?

Cette nouvelle survient quelques semaines seulement après que l’entreprise a annoncé une augmentation de capital d’un montant de 5 milliards d’euros. Cette augmentation devrait permettre une accélération de sa politique d’investissements en passant de 12 à 15 milliards d’euros par an. Iberdrola a notamment établi un plan d’investissement de 55 milliards d’euros réparti sur la période 2026-2031 pour la modernisation et l’extension de réseaux électriques. Cette enveloppe devrait être principalement dirigée vers les pays où la rentabilité est jugée comme stable et saine. Deux pays sont surtout visés par Iberdrola : les États-Unis et le Royaume-Uni. Ces derniers devraient ainsi concentrer plus de 80 % de ces 55 milliards d’euros.

Iberdrola conserve le parc éolien en mer de Saint-Brieuc

Malgré ce changement de cap, Iberdrola aurait décidé de conserver le parc éolien de Saint-Brieuc par le biais de sa filiale Ailes Marines. Et pour cause, le parc, qui génère environ 1,5 TWh d’électricité par an, affiche une forme olympique. Mis en service en février 2024, il a permis à la société Ailes Marine de générer, sur l’année 2024, un chiffre d’affaires de 263 millions d’euros pour un résultat net de 54 millions d’euros. D’ailleurs, Iberdrola devrait allouer plus de la moitié de ses investissements à court terme pour des projets d’éolien offshore, et espère ajouter 3 000 MW de puissance à son portefeuille international d’ici 2027.

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Un méthanier à propulsion nucléaire vient d’obtenir une certification inédite. Ce feu vert symbolique marque une étape décisive vers la décarbonation du transport maritime, mais les obstacles restent nombreux.

C’est une première mondiale : un méthanier propulsé par un réacteur nucléaire vient d’obtenir la certification « Approval in Principle » (AiP). Délivrée par des sociétés de classification maritime, cette attestation confirme que la conception et la technologie du navire répondent aux normes internationales de sécurité et de réglementation.

Un mini réacteur à sels fondus embarqué

La propulsion serait assurée par un réacteur à sels fondus (MSR, Molten Salt Reactor) d’une puissance de 100 MWth. Dans ce type de réacteur, le combustible fissile est dissous dans un sel liquide qui fait office à la fois de combustible et de fluide caloporteur. Ce mélange circule en circuit fermé dans le cœur du réacteur. Lorsque la réaction en chaîne a lieu, le sel fondu chauffé traverse un échangeur thermique qui transfère la chaleur vers un circuit secondaire produisant de la vapeur, utilisée pour la propulsion et générer de l’électricité. Grâce à ce design, le navire n’aurait besoin d’aucun rechargement en combustible durant toute sa durée de vie. Pour l’heure, le concept a reçu l’« AiP » du American Bureau of Shipping (ABS), organisme de classification maritime américain, ainsi que de l’État du Liberia.

À première vue, l’approbation d’un petit pays de 5,5 millions d’habitants peut sembler anecdotique. Pourtant, le Liberia détient le deuxième plus grand registre maritime mondial, juste derrière le Panama. Créé en 1948 par des Américains, ce registre permet aux armateurs de bénéficier d’une fiscalité avantageuse et d’une grande flexibilité, sans exigence sur le pays de construction des navires ni sur la nationalité des équipages. Toujours contrôlé par une société privée américaine, il représente aujourd’hui près de 17 % de la flotte mondiale, soit plus de 5 700 navires.

Des obstacles technologiques, mais aussi réglementaires

Le Korea Ato Energy Research Institute et Samsung Heavy Industries, porteurs du projet, espèrent finaliser leur design en 2026. La propulsion nucléaire suscite de grands espoirs pour décarboner le transport maritime, responsable de 2 à 3 % des émissions mondiales de CO2. Malgré les défis technologiques, les recherches progressent rapidement. En janvier 2024, le Royaume-Uni et la Corée du Sud ont signé un protocole d’accord pour développer des navires marchands nucléaires. La Chine travaille également sur un porte-conteneurs de 24 000 EVP à propulsion nucléaire, tandis que le coréen KSOE s’est récemment allié à TerraPower pour concevoir un réacteur maritime.

Les perspectives sont prometteuses : en plus de réduire les émissions de CO2, la propulsion nucléaire offrirait une vitesse de croisière accrue grâce à une puissance plus élevée. Néanmoins, les enjeux de sûreté demeurent considérables. La circulation de navires nucléaires dans des zones sensibles comme le canal de Suez ou en régions en conflit soulève des interrogations. Les escales dans les ports constituent un autre défi. À ce sujet, Lloyd’s Register et Core Power ont lancé une étude afin d’évaluer la faisabilité réglementaire et sécuritaire de l’accueil de tels navires dans les ports européens.

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Canadian Solar annonce un panneau solaire à faible empreinte carbone, parmi les plus bas au monde. Une innovation qui tombe à pic alors que la nouvelle TVA solaire met le bilan carbone au cœur des critères d’éligibilité.

Le fabricant Canadian Solar vient de dévoiler un module photovoltaïque affichant une empreinte carbone record de seulement 285 kg de CO2eq/kWc. Ce chiffre placerait ces panneaux parmi les plus respectueux de l’environnement au niveau mondial pour des modules à base de silicium. Un tel résultat est le fruit d’innovations déployées tout au long de la chaîne de production, depuis les lingots jusqu’aux cellules à hétérojonction (HJT), en passant par les wafer.

Un panneau performant malgré un faible impact carbone

Tout commence avec l’optimisation du traitement des lingots de silicium. L’entreprise est parvenue à en améliorer le taux d’utilisation d’environ 20 %, ce qui réduit mécaniquement les émissions. Deuxième levier : l’épaisseur des plaquettes de silicium (wafer) a été abaissée de 130-135 µm à seulement 110 µm. Résultat : une quantité de matière première réduite, et donc un bilan carbone allégé.

Enfin, la fabrication des cellules HJT a été repensée. Le processus nécessite désormais moins d’étapes et fonctionne à une température inférieure à 230 °C, contre plus de 950 °C auparavant. Cette amélioration technologique entraîne une diminution significative de la consommation énergétique et donc des émissions associées.

L’ensemble de ces optimisations a permis de concevoir un panneau bifacial HJT combinant impact environnemental réduit et hautes performances. Ce module affiche une puissance de 660 Wc et un rendement de 24,4 %.

Des perspectives pour le marché français

Avec une empreinte carbone exceptionnelle de 285 kg de CO2eq/kWc, ce panneau « Low Carbon » pourrait bien prétendre à la TVA réduite à 5,5 % s’il est commercialisé en France. En effet, pour être éligible, les modules doivent respecter plusieurs critères dont un bilan carbone inférieur à 530 kgCO2eq/kWc, ainsi que des seuils concernant la teneur en argent, en plomb et en cadmium.

Même en intégrant la fin de vie des panneaux et le transport depuis les usines de Canadian Solar jusqu’en France, il est probable que ce modèle reste sous la barre des 530 kgCO2eq/kWc. Une nouvelle qui apporte un vent d’optimisme aux particuliers français. Rappelons qu’à la veille de la publication officielle de la mesure, le syndicat des énergies renouvelables s’inquiétait de l’absence de panneaux compatibles, laissant craindre que les ménages ne puissent bénéficier de la baisse de TVA.

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Pays des contrastes, la Chine est à la fois le premier émetteur mondial de CO₂ et le principal moteur de la transition énergétique. Un nouveau rapport met en lumière son rôle déterminant dans la réinvention du système énergétique mondial.

Avec près de 31 % des émissions de CO₂ de la planète, la Chine reste le plus gros pollueur mondial. Mais paradoxalement, un récent rapport du think tank énergétique Ember révèle que l’« usine du monde » est aussi le premier moteur de la transition énergétique globale.

La Chine, championne du solaire et de l’éolien

Au premier semestre 2025, le pays a certes mis en service 21 GW de centrales à charbon. Mais dans le même temps, il a inauguré 212 GW de nouvelles centrales photovoltaïques. Cela représente plus de 60 % de la puissance solaire totale installée en Europe ! D’ici la fin de l’année, Pékin espère franchir le cap des 500 GW de capacités combinées en solaire et en éolien.

Pour tenir un tel rythme, la Chine multiplie les projets d’envergure qui battent des records : plus grande ferme solaire flottante, centrale la plus haute du monde, ou encore STEP installée en très haute montagne. Ces réalisations nécessitent des investissements colossaux : en 2024, le pays y a consacré 625 milliards de dollars, soit près de 31 % des investissements mondiaux.

L’influence chinoise dépasse ses frontières : elle fournit actuellement 80 % des panneaux solaires et 60 % des éoliennes de la planète. Depuis 2010, elle a produit les trois quarts des modules photovoltaïques installés dans le monde. La production est telle qu’elle dépasse les scénarios « zéro émission », entraînant une baisse des prix et une adoption accélérée. Enfin, la Chine dépose trois fois plus de brevets liés aux énergies décarbonées que le reste du monde réuni.

Vers un déclin des énergies fossiles ?

Grâce à ces investissements massifs et à l’électrification des usages, la production d’énergie fossile semble amorcer un plateau. Selon Ember, l’énergie finale issue de sources fossiles se stabilise depuis la deuxième moitié des années 2010. Parallèlement, malgré une hausse constante de la demande en électricité, la part de l’électricité d’origine fossile plafonne, tandis que les productions éolienne et solaire explosent.

La Chine a même atteint en 2024, avec six ans d’avance, son objectif de 2030 : 1 200 GW de capacités renouvelables installées. Autre indicateur fort : malgré la croissance rapide de sa consommation d’électricité, 84 % de l’augmentation des besoins en 2024 ont été couverts par le solaire et l’éolien. Et la dynamique se poursuit. Au premier semestre 2025, la hausse de la production renouvelable a dépassé celle de la demande, entraînant une baisse de 2 % de l’utilisation des combustibles fossiles.

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OpenStreetMap pourrait devenir un véritable jumeau numérique des réseaux électriques mondiaux. Une organisation veut accélérer l’édition de la célèbre base de données en source ouverte pour faciliter la planification et les investissements liés à la transition énergétique. Si le défi paraît colossal, certains pays comme la France ont déjà pris une longueur d’avance.

La décarbonation de la production d’électricité à l’échelle mondiale passera nécessairement par un développement massif des énergies renouvelables. Mais leur intégration dans les réseaux électriques suppose une modernisation et une optimisation des infrastructures. C’est dans ce contexte qu’Open Energy Transition, une organisation à but non lucratif, a lancé l’initiative MapYourGrid, en partenariat avec plusieurs acteurs internationaux. Objectif : cartographier le réseau électrique mondial pour améliorer la planification et optimiser les investissements régionaux.

MapYourGrid : accélérer la cartographie mondiale des réseaux électriques

Concrètement, MapYourGrid veut dynamiser la cartographie libre sur OpenStreetMap (OSM) grâce à des outils dédiés. Depuis le début de l’année, plus de 115 000 km de lignes électriques et 25 GW de capacités de production ont été ajoutés dans 20 pays. Partant d’un socle déjà conséquent – environ 70 % des réseaux mondiaux sont référencés –, l’ambition est d’atteindre 98 % de couverture d’ici 2028.

Le réseau français déjà bien avancé grâce au partenariat Enedis — OpenStreetMap

En France, le chantier est particulièrement mature. En 2021, Enedis et OpenStreetMap ont signé un partenariat pour affiner la cartographie du réseau électrique national. Trois ans plus tard, le bilan est éloquent : grâce à l’apport de quelque 2 000 contributeurs, le nombre de poteaux répertoriés a doublé, dépassant désormais 1 million. Parmi eux, 90 000 sont même qualifiés avec leur matériau. Concernant les pylônes, 255 000 étaient recensés en janvier 2024.

En 2022, Enedis a mené une étude comparative entre les données OSM et des relevés réalisés par LiDAR. Résultat : plus de 57 % des points OSM se situent à moins de 1,5 mètre de leur position réelle, une précision encourageante. Pour aller plus loin, Enedis met désormais à disposition des contributeurs OSM des orthophotographies – images aériennes rectifiées pour corriger les déformations liées au relief, à l’inclinaison ou aux distorsions optiques. Ces clichés atteignent une précision d’environ 5 cm et couvrent aujourd’hui une surface de 7 300 km².

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En Australie, les renouvelables progressent à grande vitesse. Mais faute de stockage et d’interconnexions, le pays a dû couper plus de la moitié de ses capacités vertes pour éviter une surproduction record.

Grâce à un territoire particulièrement propice, l’Australie multiplie les parcs éoliens et photovoltaïques pour tourner la page du charbon et décarboner son mix électrique. L’an dernier, l’événement avait marqué les esprits : les énergies renouvelables avaient fourni près de 73 % du mix. Mais en ce début septembre 2025, le pays a dû écrêter pas moins de 10 GW de production en raison d’une offre excédentaire !

Au moment du pic, survenu vers 13 h, 10,21 GW de capacités renouvelables ont été arrêtés, alors que la consommation nationale plafonnait à 9,5 GW. Sur l’ensemble du mois d’août, l’éolien et le solaire ont tout de même représenté 47,2 % du mix. Un chiffre encourageant sur le papier, mais qui souligne aussi la difficulté de gérer des énergies intermittentes, surtout en l’absence d’interconnexions solides avec d’autres pays.

Des projets d’interconnexion et de stockage

La situation n’est pas près de s’arrêter, tant les projets solaires et éoliens se multiplient. Selon certaines estimations, l’écrêtement pourrait même s’aggraver en Australie-Méridionale, où 75 % du mix est déjà renouvelable. Pour y remédier, le pays envisage la construction d’un câble sous-marin long de 4 300 km, destiné à relier son réseau à Singapour et, plus largement, à l’Asie.

En parallèle, des solutions de stockage émergent. En Nouvelle-Galles du Sud, trois projets de stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) viennent d’être classés « infrastructures cruciales ». Surtout, l’Australie mise massivement sur les batteries géantes (BESS). La Waratah Super Battery, récemment inaugurée, en est l’illustration : avec une puissance de 850 MW et une capacité de 1 680 MWh, elle est aujourd’hui la plus puissante au monde. De tels équipements permettront d’absorber les excédents d’électricité et de réduire les pertes dues à l’écrêtement.

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Les startups françaises du nucléaire misent beaucoup sur les petits réacteurs modulaires (SMR). Mais derrière l’enthousiasme, plusieurs projets s’enlisent dans des difficultés techniques et financières, mettant en péril leur avenir.

Tout n’est pas rose pour les startups qui portent des projets de construction de SMR, ces petits réacteurs nucléaires miniaturisés. Malgré l’espoir qu’ils suscitent, nombre d’entre elles sont rattrapées par des obstacles techniques qui fragilisent leurs finances, en particulier en France.

Si les SMR apparaissent comme une solution prometteuse pour décarboner efficacement et à moindre coût par rapport aux réacteurs traditionnels, leur développement reste semé d’embûches. Les jeunes pousses françaises Naarea et Newcleo en font actuellement les frais, au point que leur survie est menacée.

Naarea en redressement judiciaire

La situation de Naarea est critique. L’entreprise fait face à une dette de 15 millions d’euros. Elle développe un réacteur nucléaire à neutrons rapides d’une puissance de 80 MWth (40 MWe), et emploie 200 personnes. Placée en redressement judiciaire, elle dispose de six mois — renouvelables deux fois — pour trouver de nouveaux financements, faute de quoi elle sera liquidée. Ses dirigeants misent encore sur de potentiels investisseurs européens, pour un montant espéré de plusieurs centaines de millions d’euros.

La startup italienne Newcleo connaît également de fortes tensions financières. Selon La Tribune, elle dépenserait 13 millions d’euros par mois pour rémunérer ses 1 000 employés, mais ne disposerait que de 160 millions d’euros en trésorerie. Sans nouveaux apports, ses fonds seraient épuisés d’ici un an. En attendant, l’entreprise, qui ambitionne d’ouvrir une usine de Mox en 2030 dans l’Ain, réduit ses contrats d’ingénierie et a déjà supprimé 150 postes au Royaume-Uni.

Des levées de fonds toujours plus complexes

Si Naarea et Newcleo bénéficient du soutien de l’État, notamment via le programme France 2030, leurs besoins en capitaux restent colossaux, alors que la commercialisation des réacteurs demeure lointaine.

Pourtant, les SMR continuent d’attirer des investisseurs privés. L’Agence de l’énergie nucléaire estime à 5,4 milliards de dollars les investissements récents dans ce secteur. Mais même si ces réacteurs sont censés être plus simples à industrialiser et moins coûteux à construire, ils affrontent les mêmes obstacles que le reste de la filière : budgets qui explosent et délais qui s’allongent.

NuScale, un précédent révélateur

L’exemple de NuScale illustre ces écueils. La startup américaine a vu ses coûts bondir de 9 964 $/kW en 2015 à 21 561 $/kW en 2023. En France, l’ASNR a récemment jugé que le calendrier de plusieurs projets SMR était irréaliste face aux contraintes techniques et réglementaires. Même le projet Jimmy, pourtant l’un des plus avancés, visait une mise en service en 2026 ou 2027, un objectif difficilement tenable. De fait, le renouveau du nucléaire passera nécessairement par un soutien massif des États.

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