Grand-messe du nucléaire civil mondial, la nouvelle édition du World Nuclear Exhibition, qui se tient du 4 au 6 novembre près de Paris, porte sur la production électronucléaire, mais pas seulement. Cette année, d’autres applications comme la production de chaleur sont mises à l’honneur.

Pendant longtemps considéré comme une source d’énergie polluante et contraire aux politiques environnementales, le nucléaire bénéficie d’un revirement de situation record, en témoigne le discours du ministre de l’Économie Roland Lescure, à l’ouverture de la sixième édition de la World Nuclear Exhibition. Ce dernier a ainsi déclaré : « Ici, nous sommes tous amis du nucléaire – et donc amis de la planète ». D’ailleurs, il faut reconnaître que malgré des défauts importants, en particulier en matière de sûreté et de gestion des déchets, le nucléaire affiche de sérieux arguments pour décarboner la production électrique.

Et pour faciliter le déploiement de l’énergie nucléaire, les projets de SMR continuent de se multiplier. Ils représentent une grande partie des projets dévoilés lors de l’évènement.

Décarboner le mix électrique, mais pas seulement

Mais la particularité de cette édition 2025 réside plutôt dans le lancement d’un nouvel espace dédié aux applications du nucléaire civil qui dépassent la production d’électricité. Vingt projets internationaux sont présentés dans des domaines aussi variés que la médecine nucléaire, l’agriculture, l’exploration spatiale, ou encore l’hydrogène décarboné et la production de chaleur.

On y retrouve des projets de SMR destinés spécifiquement à la production de chaleur comme le CAL-30, un réacteur à eau légère calogène, conçu par Calogena, développant jusqu’à 30 MWth, ou le LDR-50, un réacteur conçu par le Finlandais Steady Energy. D’une puissance de 50 MWth, il se destine à l’alimentation de réseaux de chaleur et de sites industriels.

On y découvre également des projets de dessalement nucléaire par SMR. Au Moyen-Orient, de nombreux pays s’y intéressent. C’est le cas du Koweït, de la Jordanie, de l’Arabie saoudite ou encore de l’Égypte.

L’Europe peine à s’imposer dans ce renouveau du nucléaire

Cette World Nuclear Exhibition se tient dans un contexte mondial où la Russie et la Chine restent les moteurs du nucléaire dans le monde. Alors que la Russie s’impose toujours comme le pays qui exporte le plus sa technologie et son savoir-faire, la Chine avance à un rythme insoutenable pour le reste du monde.

De leur côté, les USA continuent d’accélérer en misant énormément sur les SMR, et des bruits d’alliance avec la Corée du Sud et le Japon s’intensifient. Pour l’Europe, le nucléaire constitue une opportunité importante pour gagner en souveraineté énergétique, à condition de ne pas rater le train en marche. Pour y parvenir, elle nécessitera vraisemblablement une France forte, capable de mener cette dynamique européenne.

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EDF ne veut plus jouer les bons samaritains. Habitué aux projets renouvelables peu rentables, l’électricien français ne veut plus se laisser faire et cherche à revoir les conditions financières du parc Centre Manche 1. Ce dernier affiche le tarif de revente le plus faible de France pour un projet éolien offshore. 

La météo est toujours aussi capricieuse, pour l’éolien offshore. Cette fois, c’est au tour du projet Centre Manche 1 de prendre la grêle. Attribué en mars 2023 à un consortium composé d’EDF Renouvelables et Maple Power, le parc est censé être mis en service en 2032, et produire environ 4,5 TWh d’électricité par an grâce à une puissance totale de 1 GW.

Néanmoins, EDF Renouvelables, qui aurait déjà investi plus de 100 millions d’euros dans le projet, souhaiterait une modification des conditions du projet auprès du gouvernement français. Principal problème : un tarif de revente trop bas, qui rend le projet non rentable dans les conditions actuelles. Et pour cause, depuis 2 ans, les coûts de l’éolien offshore ont grandement augmenté, la faute à une inflation du prix des matériaux, et une hausse de coûts logistiques. On constate également de nombreuses tensions d’approvisionnement à l’échelle mondiale.

Pour ne rien arranger, Maple Power aurait fait part à EDF de sa volonté de se désengager du projet.

Le tarif de revente, fixé à 44,90€/MWh, parait bien faible, quand on le compare à son voisin direct Centre Manche 2. Celui-ci, attribué à Total Énergies et RWE il y a quelques mois, affiche un prix de revente de 66€/MWh.

Une alliance entre EDF et Total Énergies pour sauver les deux parcs Centre Manche ?

Malgré ce tarif de revente plus élevé, RWE a tout de même décidé de quitter le navire, laissant Total Énergies seul à la barre du projet de 1,5 GW et de 4,5 milliards d’euros d’investissement. Ce dernier a toutefois indiqué sa volonté de s’associer avec EDF pour mener à bien le projet. Pour EDF, réaliser les deux parcs Centre Manche pourrait être une solution pertinente pour mutualiser certains coûts et optimiser la rentabilité. Pour les mêmes raisons, Total Énergies pourrait logiquement rejoindre EDF pour la réalisation de Centre Manche 1.

Selon les Echos, dans les circonstances actuelles, EDF n’envisage pas d’abandonner le projet Centre Manche 1, mais ne peut pas prendre de décision finale d’investissement non plus. EDF a environ un an pour restructurer le consortium Éoliennes en Mer Manche Normandie.  Pour le moment, l’objectif de mise en service des deux parcs est maintenu aux environs de 2032.

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Dans l’ombre de la course à la puissance des éoliennes offshore, les sous-stations doivent suivre la cadence et transporter vers la terre des quantités d’électricité toujours plus grandes. Pour préparer l’avenir, un projet de recherche français travaille sur ces indispensables sous-stations du futur. Spoiler alert : elles seront flottantes, et de type HVDC. 

Entre éloignement progressif des côtes et augmentation de la puissance totale, les parcs éoliens offshore imposent des défis techniques de plus en plus difficiles à surmonter. Transporter le courant produit jusqu’à la terre ferme fait partie de ces défis majeurs. Pour y faire face, France Energies Marines, institut national de référence sur les énergies marines renouvelables, a lancé le projet AFOSS DC en 2022. Acronyme de Architecture and design of floating offshore substation for direct current applications, ce projet de recherche vise à dessiner le contour des sous-stations électriques du futur. Il est porté par 8 partenaires industriels et académiques français, tels que RTE, Atlantique Offshore Energy, l’Ifremer ou encore Total Energies.

L’un des grands objectifs du projet vise à déterminer quelle technologie de flotteur est la plus adaptée à une sous-station flottante, à savoir semi-submersible, ou TLP (comme le projet Provence-Grand-Large). Il faut également rendre compatible ce flotteur à la mise en place d’une liaison électrique à haute tension et courant continu (HVDC), en prenant en compte les possibles vibrations de la structure dûes aux conditions de mer. Particulièrement lourds et volumineux, les équipements HVDC rendent le design de ces sous-stations flottantes plus complexe que jamais.

Outre le travail de recherche technologique, les différents partenaires du projet cherchent également à estimer les coûts de réalisation et d’exploitation de telles structures, pour avoir une meilleure maitrise des appels d’offre. Cette étape est essentielle pour construire un cadre de travail pertinent et réaliste, et ainsi éviter les écueils comme AO7 et le parc au large de de île d’Oléron. Ce projet, qui doit se conclure dans les semaines à venir, devrait vraisemblablement inclure une liste de recommandations afin d’accompagner le déploiement de ces infrastructures.

Préparer l’avenir de l’éolien offshore dès maintenant

L’installation de sous-stations flottantes HVDC semble être promise à un avenir lointain. Ces dernières devraient concerner des projets dont la mise en service n’est prévue qu’à l’horizon 2040, voire même 2050, notamment à cause de leur complexité de mise en oeuvre et des objectifs de puissance visés. Parmi ces projets, on peut citer Fécamp Grand Large, Bretagne Grand Large, ou Centre Atlantique Grand Large.

En revanche, le recours au HVDC est déjà d’actualité. Les parcs Centre Manche 1 et 2, qui ont récemment été attribués, devraient bénéficier de cette technologie. Ailleurs dans le monde, on retrouve plusieurs sous-stations HVDC déjà en service, notamment pour les parcs écossais Dogger Bank A, B et C. De nombreux industriels travaillent sur des design de sous-stations HVDC flottantes, mais aucune n’est encore en opération.

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L’élan du nucléaire chez les géant de la tech ne ralentit pas. Après Microsoft, c’est au tour de Google de vouloir redémarrer une centrale nucléaire à l’arrêt pour alimenter la croissance électrique liée à l’intelligence artificielle. 

Google vient d’annoncer vouloir relancer la centrale nucléaire Duane Arnold grâce à un partenariat avec la société NextEra Energy. Moyennant un investissement de 1,6 milliard de dollars, la centrale devrait produire ses premiers kWh dans le courant du premier trimestre 2029. Le contrat lie les deux entreprises pour 25 ans, à compter de la date de mise en service du réacteur. Selon Google, le redémarrage de la centrale vise à soutenir la demande croissante en électricité causée par le développement de l’intelligence artificielle.

Fermée en 2020, cette centrale comporte un unique réacteur à eau bouillante, construit en 1974 par General Electric. Elle affiche une puissance de 566 MWe. Si cette technologie n’est pas utilisée en France, elle est commune aux États-Unis et au Japon. Les deux pays se partagent 65 des 92 réacteurs de ce type répartis dans le monde. C’est cette technologique qui équipe la tristement célèbre centrale de Fukushima et ses 6 réacteurs.

Faire du neuf avec du vieux

Le nucléaire répond en de nombreux points aux besoins électriques croissants des GAFAM. L’atome leur permet d’obtenir une électricité décarbonée, continue et relativement bon marché. En revanche, la filière du nucléaire a deux défauts : des besoins d’investissements colossaux, et des projets de très longue durée. À terme, les SMR pourraient répondre à ces deux contraintes rendant le nucléaire plus abordable en temps et en coûts. Néanmoins, leur commercialisation se fait attendre et les premiers prototypes fonctionnels ne devraient pas être mis en service avant la fin de la décennie.

Dans ce contexte, plusieurs entreprises se rabattent sur des centrales nucléaires récemment fermées. Le premier de la liste concerne la centrale nucléaire de Palisades, dans le Michigan. Aux dernières nouvelles, la société Holtec était dans les temps pour redémarrer l’unique réacteur à eau pressurisée avant la fin de l’année 2025. Plus récemment, Microsoft a signé un contrat avec Constellation Energy pour remettre en service le réacteur de Three Mile Island d’ici 2028.

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Veolia ne ménage pas ses efforts, pour maintenir l’unité de valorisation énergétique du Mans à la pointe de l’innovation. Malgré son âge avancé, elle va recevoir un démonstrateur industriel capable de collecter le dioxyde de carbone. D’ailleurs, l’installation de cet équipement reflète l’accélération du captage de CO2 dans tout l’ouest de la France. 

Voilà 50 ans que l’incinérateur de la Chauvinière traite les déchets ménagers de Le Mans Métropole. Précurseur, le site a notamment été raccordé au réseau de chaleur urbain dès 1991. Il produit chaque année 170 GWh de chaleur ainsi que 58 GWh d’électricité à partir de 150 000 tonnes de déchets. Pour fêter ce demi-siècle de service, Veolia, son exploitant, a décidé de s’attaquer à son seul défaut, et pas des moindres : ses 130 000 tonnes de CO2 émises chaque année. Pour cela, l’entreprise va y installer un démonstrateur industriel de captage de CO2. Celui-ci devrait permettre de capturer 10 tonnes de CO2 par jour dès 2026. Les pistes de valorisation de ce CO2 sont multiples : recharge d’extincteurs, nettoyants industriels, photosynthèse dans les serres environnantes, ou encore incorporation au béton.

Pour le moment, l’équipement ne pourra traiter qu’une fraction des émissions, malgré un investissement d’environ 8 millions d’euros. Mais il est une clé essentielle du programme Green Up de Veolia, qui vise à trouver et déployer des solutions concrètes de décarbonation entre 2024 et 2027. D’ailleurs, un deuxième démonstrateur devrait voir le jour peu de temps après, sur le site d’incinération de déchets dangereux de Port Arthur, au Texas.

Le Grand Ouest accélère sur le captage de CO2

Ce démonstrateur ne constitue qu’une petite partie des démarches qui sont entreprises pour le captage de CO2 dans l’ouest de la France. Le projet GOCO2 avance, lui aussi, à bon train. Ce projet d’ampleur, dont le budget est estimé à plus de 2 milliards d’euros, consiste à créer un pipeline entre les sites les plus émetteurs de CO2 du grand ouest, pour capter leurs émissions afin de les rediriger vers un terminal situé à Donges. Depuis ce terminal, le CO2 sera ensuite chargé sur des navires spécialisés, puis envoyé vers les sites de stockage de CO2 de Northern Lights. La concertation publique préalable a été lancée le 29 septembre, par les 6 principaux partenaires du projet à savoir Heidelberg Materials France, Lafarge Ciments, Lhoist, NaTran, Elengy et RTE.

En parallèle, un pilote industriel de production de e-kérosène est en cours de développement, également près de Donges. Celui-ci, appelé Take Kair, devrait permettre la production de 37 500 tonnes de e-kérosène par an à partir d’hydrogène et de CO2.

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La conception et la réalisation d’un parc éolien offshore est loin d’être une formalité. D’une complexité technologique hors-norme, ce type de projet nécessite la prise en compte d’un nombre ahurissants de variables, tout en étant contraint à des objectifs de budgets et de planning exigeants. Pour répondre à cette équation de la meilleure des manière, EDF a réuni tout son savoir-faire sous la forme du logiciel DIEGO.

L’union fait la force. Avec ce crédo en tête, les équipes d’EDF Renouvelables et de la R&D EDF ont mis en commun leurs compétences et leur savoir-faire pour mettre au point DIEGO, un logiciel destiné à modéliser le comportement des éoliennes en mer. EDF Renouvelable a apporté son expérience sur l’éolien en mer, et EDF R&D son expertise en modélisation 3D, une technologie déjà largement utilisée dans les domaines du nucléaire et de l’hydraulique. Acronyme de « Dynamique intégrée des éoliennes et génératrices offshore », ce logiciel permet de modéliser :

• L’éolienne,
• Son flotteur,
• Les vagues,
• Le vent,
• Les lignes d’ancrage.

Il a pour principal intérêt de mieux caractériser la stabilité d’un système en fonction de son environnement, de prendre en compte le comportement dynamique des vagues et d’éprouver une installation face à des conditions extrêmes.

Le parc Provence-Grand-Large, baptême du feu pour le logiciel

Le logiciel a joué un rôle important dans le développement du projet pilote Provence Grand Large, composé de 3 éoliennes de 8,4 MW et aux flotteurs uniques au monde. Il a justement permis de sélectionner la technologie d’ancrage à ligne tendu, et de vérifier le comportement des éoliennes avec cette technologie de flotteur novatrice. Les résultats obtenus ont ensuite été confrontés à des essais réalisés au Lab Chatou, site historique de la R&D d’EDF. Des maquettes réduites y ont été testées, en reproduisant des conditions climatiques extrêmes. Depuis les trois éoliennes du PGL ont bien été installées, et ont été bardées de capteurs. Ces derniers vont permettre à EDF d’affiner les capacités de modélisation du logiciel grâce à un ensemble de mesures prises en conditions réelles.

Désormais, EDF va pouvoir compter sur DIEGO lors des phases d’appel d’offres, afin de tester puis choisir différentes technologies de flotteurs. Lors des phases d’étude, puis d’exploitation, DIEGO permettra également une analyse précise des intéractions entre les structures et leur environnement. Prochain projet concerné : Golf de Fos 1, parc éolien flottant d’une puissance de 250 MW.

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Telle la poussière que l’on cache sous le tapis, la question du démantèlement est un sujet que l’on préfère éviter, dans le secteur du nucléaire. Entre complexité et coûts records, ces opérations sont souvent repoussées et multiplient les retards. Pourtant, le renouveau du nucléaire passera nécessairement par une meilleure maîtrise de ce sujet. D’ailleurs, de nombreuses entreprises comptent sur l’essor de la robotisation pour faciliter et accélérer ces étapes. 

Démantèlement, voilà un mot qui donne des sueurs froides à toute la filière du nucléaire. Et pour cause, ces opérations de déconstruction sont d’une complexité telle que très peu de site dans le monde en sont venus à bout. Parmi les exemples récents, on ne peut guère que citer la centrale espagnole José Cabrera (aussi appelée Zorita), qui était équipée d’un réacteur à eau pressurisée d’une puissance nominale de 153 MWe.

En France, de nombreux cas illustrent la difficulté de démanteler des installations nucléaires. La déconstruction du site de Brennilis, un réacteur à eau lourde à l’arrêt depuis maintenant 40 ans, ne devrait être terminée qu’en 2041. À Marcoule, la situation est encore plus critique et le site est considéré comme le plus complexe d’Europe, du fait de ses nombreux réacteurs de recherche. On y trouve les premiers réacteurs nucléaires français à avoir injecté de l’électricité sur le réseau électrique, et qui avaient pour vocation de produire du plutonium militaire. Pour nombre de ces équipements, comme le réacteur graphite G2, le CEA n’indique même plus de date de fin de démantèlement, et les opérations sont suspendues.

La robotisation à tout prix

Principal problème : des niveaux de radioactivité élevés, et difficiles à maîtriser, qui pourraient potentiellement mettre la santé des travailleurs en danger. C’est pourquoi, les projets de recherche fleurissent pour permettre la robotisation massive de ces opérations.

Dans ce cadre, la société Onet Technologies travaille sur l’utilisation d’un laser spécifique, dont la tête a été brevetée par le CEA. Celui-ci pourrait permettre des découpes de grande précision sans aucun problème de vibration. Développé depuis 10 ans, son utilisation est envisagée sur le site japonais de Fukushima. D’ailleurs, des essais sont en cours pour envisager la découpe du corium (mélange de combustible nucléaire fondu) grâce à ce laser. Sa puissance de 16 kW peut être dirigée vers un point de 1 mm3, ce qui permet de couper des tôles d’acier pouvant atteindre, en théorie, jusqu’à 200mm. Le laser est également capable de fonctionner sous l’eau. De son côté, Orano a mis au point le bras Anémone, un outil de préhension capable d’attraper toute sorte d’objets ou de déchets.

Démantèlement du futur, une opération sans intervention humaine ?

Pour tester ces nouvelles technologies, le CEA a créé une réplique virtuelle de ce laser et de son environnement afin de simuler des scénarios de démantèlement en 3D. L’objectif final est de mettre au point un bras auto-apprenant, et de créer un poste de pilotage assisté par réalité virtuelle pour rendre ce travail plus précis et efficace que jamais. Graphitech, une coentreprise d’EDF et Veolia travaille activement à la mise au point de robots pour permettre la déconstruction de réacteurs graphite gaz (UNGG), réputés pour être très difficiles à démanteler en raison de la quantité de matériaux qu’ils renferment. On parle de 10 à 30 fois plus de matériaux que dans un réacteur à eau pressurisée (REP).

Le premier réacteur de ce type à être démantelé devrait être Chinon A2 à partir de 2030, suivi de 5 autres réacteurs UNGG après 2050. D’ici là, un des robots de Graphitech, appelé Mascotte, pourrait prendre du service à Brennilis dès 2027.

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La Bretagne brille par ses habitants, ses paysages, ses spécialistes culinaires, mais pas par sa production d’électricité. En la matière, l’emblématique région a toujours joué les vilains petits canards, notamment à cause de l’absence de centrale nucléaire. Pourtant, cette situation est en train de changer grâce aux énergies renouvelables.

Il y a 20 ans, la production électrique bretonne était plus que modeste, avec seulement 0,8 TWh produits, dont 61% assurés par le barrage de la Rance. Cela ne représentait que 0,15% de la production nationale ! Mais le fort développement des énergies renouvelables a permis une progression conséquente en la matière, notamment grâce aux parcs éoliens terrestres. Dès 2014, ces derniers ont permis la production de 1,4 TWh, faisant grimper la production totale de la région à 2,8 TWh.

Si la Bretagne n’a pas pu se passer de la mise en service controversée d’une centrale à cycle combiné en 2021, à Landivisiau, elle a continué ses efforts en matière de production d’électricité. Résultat : la région a atteint les 6,7 TWh d’électricité en 2024, soit 8 fois plus qu’en 2004. Et si la centrale à cycle combiné est à l’origine de 24% de cette électricité, et à une augmentation des émissions de CO2 de la région, le reste est d’origine renouvelable.

Le chemin est encore long

Malgré cette progression, la Bretagne reste très largement déficitaire en électricité, et a dû importer 13,2 TWh d’électricité en 2023. Pour continuer d’augmenter sa production d’électricité, elle devra nécessairement aller plus loin que l’éolien terrestre, et compter sur l’éolien offshore. Mis en service en mai 2024, le parc éolien de Saint Brieuc montre tout ce potentiel maritime. En moins de 8 mois, sur l’année 2024, il a produit 1,2 TWh, soit 18% de la production régionale.

À partir de 2031, cette production devrait nettement grimper grâce à la mise en service du parc Bretagne Sud, et ses 250 MW, puis de son extension de 500 MW. L’année prochaine, un autre appel d’offres devrait paraître pour la création d’un parc de 110 éoliennes et d’une puissance de 2 GW à l’horizon 2035. Puis, un vaste projet pourrait voir le jour au large du Finistère. Mais pour ce dernier, rien n’est encore défini.

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L’espoir persiste, pour faire de l’hydrogène vert l’une des clés de la transition énergétique. Une nouvelle technologie d’électrolyse, dite SOEC, pourrait y participer grâce à un rendement plus élevé que les technologies existantes. Néanmoins, tout n’est pas gagné  du fait de contraintes d’utilisation importantes.  

Il ne fait que 2,6 MW de puissance, et pourtant, l’électrolyseur qui vient d’être mis en service dans la raffinerie NESTE de Rotterdam est unique en son genre. Ce prototype d’électrolyseur destiné à la production d’hydrogène, issu du projet européen MultiplHY, se distingue par une technologie novatrice : l’électrolyse à oxyde solide (SOEC). Comme tout électrolyseur, il casse les molécules d’eau grâce à un courant électrique pour obtenir le précieux gaz, accompagné de dioxygène. Mais ici, cette réaction se fait dans un environnement solide, contrairement aux électrolyseurs de type alcalin ou PEM. Cette différence permet d’atteindre un rendement énergétique bien supérieur. Alors que les électrolyseurs PEM ou alcalins affichent des rendement de l’ordre de 60%, un précédent projet SOEC de 2022 aurait atteint 84% d’efficacité. Ce nouveau prototype pourrait atteindre une efficacité encore supérieure.

Néanmoins, cette technologie a un inconvénient majeur : elle nécessite de grandes quantités de chaleur, puisque l’électrolyseur SOEC du fabricant SunFire nécessite une température de 850°C pour produire 60 kg d’hydrogène renouvelable par heure. Pour cette raison, cette technologie se destine principalement à des sites industriels dans lesquels il serait possible de récupérer la chaleur fatale.

Électrolyseur à oxyde solide et réacteur haute température : l’association parfaite ?

Du fait de ce besoin important de chaleur, l’électrolyseur SOEC se présente comm un candidat idéal afin de valoriser la chaleur fatale de grands sites industriels, dans des domaines comme la sidérurgie, le raffinage ou la chimie. Pour aller plus loin, on pourrait même imaginer l’association de cette technologie à des centrales nucléaires, afin de valoriser les immenses quantité de chaleur dégagées qui ne sont pas – ou peu – exploitées à l’heure actuelle. Si les réacteurs à eau pressurisée français n’atteignent pas des températures suffisantes, des réacteurs nucléaires à haute température, comme le projet JIMMY, pourraient permettre de produire plus efficacement de l’hydrogène, ou de combiner une production optimisée d’électricité et d’hydrogène.

Ce n’est, d’ailleurs, peut-être pas un hasard si, parmi les membres du consortium à l’origine de ce projet européen, on retrouve le Commissariat à l’énergie atomique (CEA). Voilà plus de 20 ans que ce dernier travaille sur la technologie des électrolyseurs à haute température.

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Maillon essentiel de la filière française de recyclage nucléaire, l’usine Melox a failli la conduire à la catastrophe, quand sa cadence a brusquement chuté à la fin des années 2010. Heureusement, Orano est parvenu à relever la barre, et l’usine est en pleine transformation pour répondre aux besoins de la filière au-delà de 2040. 

À Marcoule, site emblématique de la filière nucléaire française, on retrouve de nombreuses activités, et en particulier la production de combustible MOx (Mixed Oxide) grâce à l’usine Melox. Celle-ci fabrique des assemblages de combustibles à base de plutonium et d’uranium appauvri (moins de 10% de plutonium pour 90 % d’uranium appauvri), ce qui permet notamment de recycler le plutonium issu des réacteurs nucléaires français.

Le site a donc une importance capitale dans la gestion des déchets radioactifs. Pour cette raison, en 2022, Orano a décidé de lancer le programme GoMOx, visant à moderniser l’usine Melox pour y assurer la production de combustible MOx au-delà de 2040. Ce programme, d’un montant total proche de 400 millions d’euros, a pour objectif d’augmenter la production annuelle de MOx et d’atteindre les 125 tonnes par an d’ici 2030. Outre cette hausse de production, toutes les unités de production critiques doivent être doublées afin de fiabiliser le fonctionnement de l’usine et d’éviter les arrêts. D’ailleurs, la première des trois boîtes à gants prévues devrait bientôt être installée. Celle-ci affiche des mensurations hors norme avec 10 mètres de hauteur pour 50 tonnes.

Une usine de MOx qui revient de loin

Malgré cette dynamique positive, le destin de l’usine Melox a failli être tout autre. En regardant de plus près les chiffres de production annuelle du site, on constate une baisse soudaine de plusieurs années, de 2018 à 2022. Et pour cause, cette cassure de la production est le symbole d’une série d’évènements qui auraient pu avoir des conséquences catastrophiques sur toute l’industrie nucléaire française.

Tout a commencé en 2013, lorsque le site a changé de fournisseur de poudre d’uranium. La nouvelle poudre d’uranium, obtenue grâce à un procédé différent dans l’usine Lingen d’Orano, en Allemagne, affichait une granulométrie beaucoup plus fine que celle initialement produite au Tricastin. Ce changement, associé à des réductions d’effectifs et des pertes de compétences, a conduit à d’importants problèmes de qualité du combustible.

Baisse drastique de la production de MOx

Les pastilles de MOx produites affichaient des problèmes d’homogénéité de la teneur en plutonium. Certains assemblages radioactifs ont été classés non conformes, les rendant impropres à l’utilisation en réacteur. Cette situation a non seulement entraîné une baisse drastique de la production de MOx, tombant de 124 tonnes en 2013 à 51 tonnes en 2021, mais a également engendré une quantité massive de déchets. Ces rebus hautement radioactifs, car contenant du plutonium, ont entraîné une saturation des capacités d’entreposage de matières plutonifères à La Hague.

Heureusement, de nouveaux sites d’entreposage supplémentaires ont pu être créés à La Hague pour permettre ce stockage des déchets. Finalement, Orano est parvenu à redresser la barre en changeant de fournisseur, et en créant une nouvelle unité de production de poudre d’uranium sur le site de Malvési, près de Narbonne. La production annuelle est de nouveau en augmentation et a atteint 82 tonnes en 2023.

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Véritable bouleversement à l’échelle mondiale, l’intelligence artificielle inquiète par son développement massif, et sa potentielle consommation électrique. Pourtant, l’histoire récente nous montre que les futures évolutions technologiques pourraient largement réduire ces potentiels besoins électriques. 

La révolution de l’intelligence artificielle ne cesse de faire débat, en particulier à cause des perspectives de consommation énergétique qui y sont associées. Il faut dire qu’en moyenne, une requête auprès de ChatGPT consommerait six fois plus d’électricité qu’une recherche classique via Google. Face à cette explosion de l’IA, de nombreux observateurs craignent une consommation électrique qui pourrait avoir des conséquences climatiques directes, voire même créer des conflits d’usages du fait de fortes tensions sur le réseau électrique. Dans un récent rapport, The Shift Project n’a pas hésité à mentionner une multiplication par trois de la consommation des datacenters entre 2023 et 2030 à l’échelle mondiale.

De son côté, Thomas Veyrenc, membre du directoire de RTE, a pris la plume pour tenir un discours moins alarmiste sur la question, par le biais d’un poste sur le réseau Linkedin. D’abord, il rappelle que toutes les annonces, en particulier en matière de raccordement, ne doivent pas être prises pour argent comptant. Par exemple, un grand nombre de demandes de raccordement ont été doublées par des porteurs de projet, ce qui a tendance à gonfler les chiffres. D’autre part, on observe qu’à l’heure actuelle, les centres de données raccordés en France ne consomment que 5 TWh, soit environ 20 % de la capacité réseau qui leur a été attribuée.

Des évolutions technologiques difficiles à modéliser

Outre ces paramètres qui rendent difficiles les estimations de la consommation des centres de données à moyen et long terme, un autre paramètre vient perturber les modélisations : l’évolution des technologies.

À l’échelle de la France, depuis la fin des années 90, de nombreuses alertes ont été données sur le futur poids du numérique sur la consommation électrique de la France. Un rapport gouvernemental de décembre 2008 indiquait par exemple que la consommation des technologies de l’information et de la communication (TIC) représentait, en 2007, un peu moins de 60 TWh d’électricité par an. Ce même rapport prévoyait une hausse de la consommation électrique des TIC jusqu’à atteindre 20 % de la consommation française en 2012. Mais en 2025, l’ADEME a évalué l’impact du numérique sur l’environnement. Dans ce rapport, l’agence pour l’environnement a calculé une consommation d’électricité de l’ordre de 51,5 TWh pour le numérique, soit 11 % de la consommation française.

Des appareils moins énergivores qu’avant

Cette baisse de la consommation entre 2007 et 2022 s’explique par une transformation des usages, et une progression technologique colossale. Pour s’en convaincre, il suffit de comparer différents équipements de l’année 2007 à des appareils plus récents. On constate alors, en partant sur la même hypothèse d’utilisation journalière, qu’un ordinateur portable de 2007 (Lenovo ThinkPad X61) consomme trois fois plus, en moyenne, qu’un ordinateur portable actuel de gamme similaire (MacBook Pro). Pourtant, ce dernier affiche une puissance 19 fois supérieure ! La différence est encore plus impressionnante, quand on compare le PC portable de 2007 à un smartphone actuel (Apple iPhone 15 Pro). Ce dernier reste 10 fois plus puissant, malgré une consommation cinq fois plus faible. On peut d’ailleurs faire un constat similaire au sujet des téléviseurs. La puissance moyenne de téléviseurs de 42 pouces est passée d’environ 300 W en 2007 à environ 100 W en 2025, selon les technologies.

Ainsi, on peut imaginer que l’explosion des usages numériques devrait nécessairement conduire à une augmentation de la consommation d’électricité à travers le monde. Néanmoins, cette consommation pourrait être atténuée par les progrès technologiques, que ce soit en termes de matériel ou de logiciel.

Le cas de la France

En termes de production électrique, tous les pays ne sont pas logés à la même enseigne, en témoigne ce projet d’hôtel, en Belgique, qui pourrait ne pas être raccordé, la faute à un réseau saturé. Mais à ce sujet, le réseau électrique français bénéficie d’une excellente réputation. En plus d’être très peu carboné, ses quelque 89 TWh d’électricité exportés en 2024 témoignent de la capacité d’EDF à alimenter une forte croissance des usages numériques à moyen terme, voire à long terme, sans empiéter sur la décarbonation des autres usages.

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Malgré des émissions de CO₂ qui restent record, la Chine continue de sortir les grands moyens pour bâtir sa transition énergétique. Elle vient de lancer les travaux d’une ligne à haute tension et courant continu de plus de 2600 km pour acheminer l’électricité renouvelable du Tibet vers les industries proches de Hong Kong.

Dans la famille des records chinois en matière de production d’énergie, nous demandons l’une des plus grandes lignes à haute tension et courant continu au monde. Le pays vient, en effet, de lancer la construction d’une ligne électrique aux caractéristiques impressionnantes, à savoir :

• 2681 kilomètres de longueur,
• 10 GW de capacité,
• 800 kV de tension.

Pour un budget de 7,1 milliards d’euros, cette toute nouvelle ligne électrique va permettre d’acheminer l’électricité des grands sites de production d’énergie renouvelable tibétains vers la province du Guangdong, qui borde Macao et Hong-Kong.

Une construction complexe en un temps record

Il ne s’agira pas de la plus grande ligne HVDC terrestre au monde. Ce record est détenu par une autre liaison chinoise, qui relie Changji à Guquan depuis 2019. D’une longueur de 3324 kilomètres, elle affiche également une puissance légèrement supérieure avec 12 GW. Néanmoins, cette nouvelle ligne est remarquable par plusieurs aspects. D’abord, elle nécessite la construction de quatre stations de conversion. Côté tibétain, les stations seront situées à Chamdo et Lhassa, tandis qu’à l’est, elles seront créées à Guangzhou et Shenzhen.

Du fait de la géographie particulièrement complexe de la Chine, cette ligne à haute tension devra être déployée dans des zones montagneuses pour 90 % de son tracé, et même en haute montagne à hauteur de 30 %. Malgré ces contraintes exceptionnelles, le pays n’a prévu que 5 ans de travaux, et espère mettre la ligne en service en 2029.

Relier l’ouest à l’est en 9 milisecondes

Selon les données publiées, cette ligne devrait permettre à l’électricité de parcourir les 2600 km de la ligne en seulement 9 millisecondes. La création de cette ligne HVDC s’intègre dans un programme énergétique plus vaste du pays, qui consiste à créer des liaisons transversales dans le pays. Et pour cause, si la majorité des industries et des gros consommateurs d’électricité sont situés sur la côte est de la Chine, les régions étendues de l’ouest sont les zones les plus adaptées pour produire de l’électricité décarbonée.

Malgré sa puissance remarquable, la construction de cette ligne devrait d’ailleurs en amener d’autres. Par exemple, elle ne pourra transmettre qu’un tier de la production du futur plus grand barrage au monde, et ses 60 GW.

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Ancien fleuron de l’industrie nationale, le parc hydroélectrique français va enfin avoir droit à une cure de jouvence. Alors qu’un accord de principe a enfin été trouvé concernant l’avenir des concessions hydroélectriques, EDF s’apprête à reprendre les investissements pour moderniser ses barrages. Objectif : augmenter la puissance totale du parc de 20 %.

Le bras de fer semble enfin fini, entre la France et l’Union européenne, au sujet des barrages hydroélectriques tricolores. Conséquence de cette longue bataille juridique, les investissements étaient presque tous bloqués depuis plusieurs années. Mais en août, sous l’impulsion de François Bayrou, un accord de principe a enfin été trouvé, permettant de déverrouiller la situation. Cet accord repose sur trois points :

• Transformation des régimes de concession en régimes d’autorisation,
• Possibilité de maintenir les exploitations en place,
• Mise à disposition, par EDF, de 6 GW de capacité de production virtuelles mises aux enchères sous le contrôle de la Commission de régulation de l’énergie.

Si les contours de cet accord de principe ne sont pas encore parfaitement dessinés, les voyants sont enfin au vert pour faire évoluer et rénover le parc hydroélectrique français, qui dépend à 80 % d’EDF. D’ailleurs, l’hydroélectricité devrait redevenir la priorité d’EDF, aux côtés du nucléaire. C’est en tout cas ce qu’a annoncé Bernard Fontana, PDG d’EDF depuis mai 2025, pour assainir une situation financière complexe.

EDF donne la priorité aux STEP

Bernard Fontana a indiqué vouloir lever le pied sur l’éolien et le solaire, mais mettre à niveau le parc hydroélectrique français avec une augmentation de 4 GW de capacité, ce qui représente 20 % de sa puissance totale. Cette hausse de puissance devrait être échelonnée en deux étapes, avec 2 GW d’ici 2035, et 2 GW après 2035.

Pour y parvenir, EDF compte d’abord sur la modernisation des centrales existantes. De nombreux projets de la sorte sont en cours, comme dans la centrale de Montahut, dans l’Hérault. Cette dernière va voir sa puissance passer de 90 MW à 96 MW. Dans ce cas précis, cette hausse de puissance est rendue possible par l’augmentation du débit turbiné grâce au remplacement des roues et à la modification des injecteurs. De la même manière, EDF Hydro procède actuellement à une modernisation de l’usine Laval de Cere 2 pour en augmenter la capacité de production de 10 %.

Face aux besoins de plus en plus importants en stockage d’énergie, EDF travaille également au déploiement de nouvelles STEP. Ces dernières devraient représenter 1500 MW, sur les 2000 MW prévus de nouvelles capacités prévues d’ici 2035. À Saut Mortier, des travaux vont bientôt démarrer pour y installer une turbine-pompe de 18 MW. Cette nouvelle pompe va faire du site, composé des retenues de Vouglans, Saut-Mortier et Coiselet, la première STEP à trois bassins. Mise en service prévue : 2030.

Le projet de STEP Montézic 2 dans les starting-blocks

Parmi les projets dans les cartons, l’un des plus attendus est le gigantesque chantier de Montézic 2, qui devrait faire passer la puissance totale de la STEP de Montézic de 920 MW à 1286 MW. EDF se dit « prête à investir dans des projets de développement, notamment Montézic 2, dès que le cadre législatif permettra la relance des investissements en France ». Pour rappel, Montézic 2 consiste à percer une toute nouvelle usine composée de 2 turbines-pompes réversibles de 233 MW au cœur de la montagne. Ces dernières posséderont leur propre prise d’eau avec un puits de chute de 335 mètres de haut.

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Le sabotage d’infrastructures industrielles ou énergétiques par des hackers n’est plus une lubie du septième art. Ce type de cyberattaques se multiplie, en particulier depuis la guerre en Ukraine. Dernier exemple en date : un barrage norvégien malmené pendant plus de quatre heures.

L’évènement est passé inaperçu jusqu’ici. Le 7 avril 2025, les équipes en charge du petit barrage de Risevatnet, situé à Svelgen, dans un fjord du sud-ouest de la Norvège, ont perdu le contrôle de leur installation à cause d’une attaque informatique. Pendant plus de 4 heures, des vannes ont été ouvertes, entraînant un débit, très modeste, de 500 litres par seconde. L’incident n’a eu aucune conséquence, pas même sur le lit de la rivière, dont la capacité serait de 20 000 l/s. Toutefois, il met en lumière le danger de plus en plus grand des cyberattaques sur les infrastructures, notamment énergétiques.

Dans le cas présent, les risques étaient relativement limités, car le barrage de faible capacité n’alimente qu’une ferme piscicole, et n’est pas raccordé au réseau électrique norvégien. Mais les conséquences auraient pu être bien plus grandes, si l’attaque avait, par exemple, touché l’aménagement hydroélectrique d’Ulla-Førre et son réservoir de 3 105 millions de mètres cubes d’eau. Selon les derniers éléments de l’enquête, la faille informatique serait issue d’un mot de passe trop simple, et d’une interface web mal sécurisée.

Les cyberattaques : un danger de plus en plus important pour les infrastructures énergétiques

De manière générale, les cyberattaques contre les infrastructures énergétiques ou les sites industriels en lien avec la production d’énergie sont de plus en plus nombreuses. Entre 2020 et 2022, un rapport révèle que ce type d’attaque aurait doublé. Stratégie militaire à part entière, le piratage informatique a notamment été utilisé par la Russie pour attaquer le réseau électrique ukrainien en 2022 avec le groupe de hackers Sandworm. Aux USA, plusieurs attaques ont récemment eu lieu, comme un blocage de la distribution d’eau au Texas en janvier 2024, ou en 2021, l’arrêt non prévu du Colonial Pipeline qui a perturbé l’approvisionnement de la côte est des États-Unis en carburant.

De son côté, EDF, qui doit faire face à plusieurs millions d’attaques informatiques par an, affirme ne cesser d’améliorer ses compétences en la matière. La Computer security incident response team (CSIRT) se charge de traiter les incidents de sécurité de tout le groupe EDF, et se tient constamment informée des potentielles menaces pour pouvoir y faire face dans les meilleurs délais. Depuis 2020, on retrouve également un Security Operation Center (SOC) en interne, qui surveille 24 heures sur 24 et 7 jours sur 7 l’état du réseau informatique d’EDF.

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Avec son profil si particulier, impossible de confondre le Neoliner Origin avec un autre cargo. Plus gros cargo à voile du monde, il vient de quitter Saint-Nazaire et d’entamer sa première transatlantique direction les États-Unis, et plus précisément Baltimore. Il devrait faire une escale à Saint-Pierre-et-Miquelon.

Il en faut, du courage et de la persévérance, pour tenter de faire bouger les lignes d’un secteur aussi important et polluant que le transport maritime. C’est précisément le défi que s’est lancé l’expert maritime Jean Zanuttini, en fondant la société Neoline en 2011. Presque 15 ans plus tard, le Neoliner Origin, un cargo roulier (RoRo) à propulsion vélique, vient d’appareiller à Saint-Nazaire, et se dirige vers Saint-Pierre-et-Miquelon avec à son bord presque 5 000 tonnes de marchandises.

Cette navigation transatlantique vient fermer le chapitre de la construction du navire, qui aura duré près de deux ans, aux chantiers turcs RMK Marine. Désormais, Neoline a un objectif : atteindre et maintenir la cadence d’une rotation par mois entre Saint-Nazaire et Baltimore, aux États-Unis.

Et si le Neoliner Origin était, en quelque sorte l’héritier spirituel du Belem ? Cet emblématique trois-mâts, construit en 1896 aux Chantiers Dubigeon de Nantes, parcourt encore le monde en tant que navire-école. Depuis 1896, les techniques de construction ont bien évoluées, et les 34 mètres de hauteur de mât du Belem sont bien peu face aux 90 mètres des mâts en carbone du nouveau cargo, qui sont d’ailleurs inclinables à 72° pour faciliter le passage sous les ponts et les infrastructures portuaires. La voilure totale du Neoliner atteint presque 3 000 mètres carrés, grâce à des voiles rigides conçues par les Chantiers de l’Atlantique. Si le navire est tout de même équipé de moteurs diesel électriques d’une puissance de 4000 kW, ses émissions de CO₂ pourraient être réduites de plus de 80 % grâce aux voiles.

De la suite dans les idées

Après une mise à l’eau le 31 janvier 2025, et des essais en mer de Marmara en juillet 2025, le navire a finalement rejoint Nantes en remontant la Loire. Ultime clin d’œil au Belem, il a été baptisé à quelques kilomètres seulement des Chantiers Dubigeon, avant de rejoindre Saint-Nazaire pour recevoir son chargement. Sa cargaison se compose en grande partie de produits français : cognac de la maison Hennessy, voitures Renault, matériel Manitou ou encore Cointreau.

Neoline ne compte pas s’arrêter là, et espère pouvoir bientôt commander un sister-ship, si la réussite est au rendez-vous. L’entreprise a également pour projet de réaliser des navires plus grands, spécialisés sur certains types de frets.

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Les nouvelles s’enchaînent et se ressemblent, pour l’éolien en mer. Même en Europe, la filière est à la peine, à tel point que le géant Vestas vient d’annuler la construction d’une nouvelle usine d’assemblage. 

À l’image d’une journée d’octobre au fin fond de la Bretagne, la météo de l’éolien offshore est plus que maussade. Preuve en est, l’une des seules entreprises à surnager, à savoir Vestas, vient de renoncer à son usine de pales destinées aux éoliennes en mer, qui devrait voir le jour à Szczecin, en Pologne. Dès 2026, cette usine devait accueillir près de 1000 travailleurs pour fabriquer des pales de 115 m de long, pour sa nouvelle turbine de 15 MW.

Vestas a justifié cette décision en expliquant que la demande, pour l’énergie éolienne offshore en Europe, était plus faible que prévu. Le constructeur se laisse tout de même la possibilité de relancer le projet si le marché venait à se renforcer. Pourtant, il y a quelques semaines seulement, Vestas avait finalisé le rachat d’une usine de pales destinées à l’éolien terrestre auprès de GE Vernova dans la même ville de Szczecin. D’ailleurs, l’entreprise danoise possède une autre usine qui assemble les nacelles de cette nouvelle turbine V236 de 15 MW.

L’éolien en mer, plus que jamais dans la tourmente

De l’autre côté de l’Atlantique, la politique appliquée par Trump impacte fortement le marché mondial de l’éolien offshore. Selon la startup Spinergie, ce sont près de 49 GW de projets éoliens offshore qui auraient été annulés. Le géant Ørsted fait partie des entreprises les plus touchées. Après une chute en bourse au mois d’aout, elle vient d’annoncer une restructuration massive et la suppression de près de 2000 postes d’ici 2027, soit un quart de ses effectifs ! 500 suppressions de postes devraient intervenir avant la fin de l’année 2025.

En Europe, les difficultés s’enchaînent également. Alors que la Suède a annulé pas moins de 13 parcs pour des raisons militaires, des problèmes de rentabilité viennent freiner le développement de la filière. En France comme en Allemagne, plusieurs appels d’offres ont été annulés faute de candidat. C’est le cas, par exemple, du parc éolien d’Oléron.

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S’il affiche l’économie la plus performante d’Afrique, le Nigéria subit des difficultés structurelles majeures, en particulier concernant l’accès à l’énergie de sa population. Pour y faire face, le pays veut développer des mini réseaux alimentés par l’énergie solaire, et veut fabriquer ses propres panneaux solaires pour y parvenir.

4 GW, voilà la quantité de modules photovoltaïques que veut fabriquer le Nigéria chaque année pour soutenir l’électrification du pays. Cet objectif de capacité de production vient soutenir les efforts constants de l’Agence d’électrification rurale (REA) pour raccorder en électricité les 88 millions de Nigérians qui n’en bénéficient pas encore. Dans un contexte de sous-production électrique, et face à une infrastructure vétuste, la REA compte beaucoup sur le recours aux mini réseaux électriques alimentés par des centrales solaires. D’ailleurs, en mars dernier, un partenariat a été signé entre la REA et l’entreprise WeLight pour le déploiement de 200 mini réseaux électriques destinés à alimenter près de 2 millions de personnes. Cette stratégie n’est pas unique au Nigéria, elle est appliquée dans plusieurs pays d’Afrique comme le Kenya pour contourner les problèmes d’infrastructure.

Si le pays compte beaucoup sur l’énergie du soleil pour améliorer sa production électrique, il ne veut pas non plus dépendre entièrement des importations, en particulier vis-à-vis de la Chine. C’est cette volonté qui a conduit au développement de plusieurs projets d’usine de production. Oando Clean Energy prépare une usine de 1,2 GW de capacité, dont une première ligne de production de 600 MW devrait entrer en service en 2026. Cette usine comportera même une ligne de recyclage de panneaux. Un autre projet est en partie porté par Solarge BV, une entreprise néerlandaise de production de panneaux photovoltaïques, et vise la production de 1 GW par an. Enfin, une usine de production de batteries au lithium serait également en préparation.

Le Nigéria accélère sur l’électrification du pays

Si le Nigéria constitue la première puissance économique du continent africain, son secteur énergétique est confronté à des problèmes structurels majeurs. D’un côté, les capacités de production, largement dominées par le gaz naturel, sont insuffisantes. De l’autre, l’infrastructure réseau du pays est dans un état déplorable avec un taux de perte de 53 % de l’électricité produite lors du transport. C’est en partie pour ces raisons que presque 40 % de la population n’a pas accès au réseau électrique.

Pourtant, le pays a un potentiel très important, en particulier en matière de production d’énergie solaire. Pour assainir le secteur, le gouvernement a décidé de privatiser entièrement le secteur de l’électricité, et des projets se multiplient pour améliorer le système électrique du pays. La Chine a ainsi accordé un prêt de 2 milliards de dollars au Nigéria pour renforcer les infrastructures de transport d’électricité. Un centre sino-nigérian de recherche a également été créé pour soutenir la planification énergétique. En parallèle, le ministère de l’Énergie et la Commission nigériane de l’énergie atomique travaillent sur quatre projets de centrales nucléaires pour une puissance cumulée de 4 800 MW. Pour y parvenir, le pays pourrait recevoir le soutien de la Russie via Rosatom.

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On a presque douté que ce jour puisse arriver. Après quatre mois d’arrêt pour cause de travaux de modification de soupapes, l’EPR de Flamanville a enfin redémarré. Il reste désormais à savoir s’il parviendra à atteindre sa puissance maximale avant la fin de l’année.

Il aurait dû redémarrer en juillet, mais il aura finalement fallu quatre mois avant que les équipes d’EDF puissent finalement relancer le réacteur nucléaire le plus puissant de France. C’est dans la nuit du mardi 14 au mercredi 15 octobre, à 00h33 que le cœur du réacteur s’est remis à fonctionner. Pour le moment, pas question d’atteindre sa puissance maximale. Il devrait d’abord atteindre les 75 mégawatts (MW) d’ici le 18 octobre avant de viser les 60 %, puis les 80 % de la puissance maximale. Au moment où nous publions cet article, l’EPR de Flamanville dépassait les 814 MW, soit environ 50 % de sa puissance nominale. Si tout va bien, le réacteur devrait atteindre sa puissance maximale d’ici le 21 décembre, un an presque jour pour jour après son raccordement au réseau.

Pour rappel, le réacteur devait initialement être arrêté pour des tests de variation de puissance. Mais un problème d’étanchéité sur les soupapes du pressuriseur a été détecté, ce qui a conduit EDF à mener des investigations, puis des réparations.

Une belle année pour le parc nucléaire français

Malgré les éternelles péripéties liées à l’EPR de Flamanville, le reste du parc nucléaire français affiche d’excellentes performances, au regard de la puissance installée. Si EDF visait une production comprise entre 350 et 370 TWh sur l’année 2025, le groupe vise désormais 365 à 375 TWh. Selon le groupe, cette performance est rendue possible grâce à une meilleure gestion des arrêts de tranche, ces périodes de maintenance nécessaires à l’entretien et au chargement d’un réacteur.

Depuis 2019, EDF aurait, en effet, revu son organisation à ce sujet pour devenir plus efficace, à travers un plan d’action appelé « Start 2025 ». Ainsi, 18 des 33 arrêts prévus en 2025 ont, en réalité, été plus courts que prévu. Si EDF a en tête l’objectif de franchir la barre des 400 TWh de production sur une année, atteinte pour la dernière fois en 2015, le groupe aura le même objectif pour les deux prochaines années, à savoir entre 350 et 370 TWh.

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Le plus vieux parc éolien du Finistère est en cours de déconstruction pour cause de permis de construire non valable. Son exploitant ne perd pas espoir et espère pouvoir les remplacer par de nouvelles éoliennes plus puissantes, mais moins nombreuses. 

Comme de nombreux parcs éoliens français, ce n’est pas le temps ou l’air marin qui aura eu raison du parc de Plouvien, mais bien la justice. Mis en service en 2007, ce parc composé de 8 éoliennes à la puissance modeste de 1,4 MW fut le premier parc du Finistère. Après de longues péripéties judiciaires en lien avec la loi Littoral, et un fonctionnement sans base légale pendant plus de 10 ans, la justice a finalement décidé l’arrêt de 6 des 8 turbines du parc, 17 ans après leur installation. Suite à cet arrêt, effectif depuis juillet 2023, l’exploitant Nadara a décidé de procéder au démantèlement de ces éoliennes du fait d’une usure importante, amplifiée par la proximité de la mer.

Un démantèlement vitrine

Nadara a de la suite dans les idées, et espère pouvoir remplacer ces 6 éoliennes par 3 nouvelles éoliennes plus grandes et surtout plus puissantes à l’horizon 2028, cette fois dans le respect de la législation. Pour obtenir la confiance des locaux, l’entreprise a donc décidé de faire de la déconstruction des éoliennes un modèle du genre. Objectif : atteindre 95 % de recyclage. Pour y parvenir, 90 % de la masse des pales, à savoir 145 tonnes, devrait être recyclée en matériaux de construction et en mobilier urbain. Trois pales devraient même être réutilisées sur un parc voisin.

Les mâts métalliques seront, eux, entièrement découpés pour être réutilisés. Enfin, les massifs de fondation en béton armé, d’un diamètre de 16 m et d’une hauteur de 3 m, seront concassés et revendus sous forme de granulats. Seuls les câbles d’alimentation resteront enfouis dans le sol. D’ici quelques semaines, les différents sites devraient donc retrouver leur aspect d’origine. Coût de l’opération : 200 000 euros par éolienne.

L’enquête publique concernant les trois nouvelles éoliennes est attendue pour l’été 2026. Les nouvelles éoliennes envisagées pourraient culminer à 130 mètres, contre 99 mètres pour les modèles actuels.

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Quelques semaines après la mise en application de la loi sur la TVA à 5,5 % pour les installations photovoltaïques, les inquiétudes des différents syndicats sur le sujet se confirment : seule une poignée de panneaux solaires sont éligibles à cette nouvelle aide financière. Néanmoins, une entreprise pourrait tirer son épingle du jeu. 

Au début du mois de septembre, la loi sur la TVA à 5,5 % avait fait l’objet d’un véritable feuilleton à suspense. Finalement, elle avait été publiée in-extremis, juste avant la chute du gouvernement Bayrou. Malgré l’objectif louable de réduire le coût d’installation d’une centrale photovoltaïque, cette loi a fait l’objet de critiques appuyées sur un point précis : ses critères d’éligibilité. Pour favoriser une production plus locale face aux importations chinoises, un impact carbone maximal de 530 kg CO₂e/kWc avait été fixé. Problème : cette valeur semblait exclure presque la totalité de la production actuelle, rendant presque inaccessible cette TVA à 5,5 %.

Le laboratoire d’essai et de certification Certisolis, seul organisme français à délivrer des Évaluations carbone simplifiées (ECS), vient de mettre à jour sa base de données pour mettre en évidence tous les modules dont le bilan carbone reste sous la barre des 530 kg CO₂e/kWc. Voici les modules ainsi éligibles :

• Tarka 110 VSMP TopCon en 435 Wc (55 cellules),
• Tarka 110 VSMP VSBP TopCon en 435 Wc (55 cellules),
• Tarka 120 VSMS PERC en 330 Wc (60 cellules),
• Tarka 120 VSMP VSBP TOPCon en 475 Wc (60 cellules).

Comme prévu, la liste est excessivement courte. Seuls quatre modules, fabriqués par le Français VOLTEC Solar, parviennent à répondre aux exigences de la loi TVA.

L’heure de gloire pour le français Voltec Solar ?

Si cette information résonne comme une mauvaise nouvelle pour les potentiels futurs acheteurs de centrales photovoltaïques, force est de constater que cette situation pourrait donner un coup de pouce bienvenu à la société alsacienne. Irréductibles Gaulois face aux fabricants chinois, les équipes de VOLTEC ont résisté à la crise de la surproduction de panneaux solaires, et produisent aujourd’hui l’équivalent de 500 MW de panneaux par an.

L’entreprise ne compte pas s’arrêter là, et veut se démarquer du reste du marché par l’innovation. L’entreprise cherche ainsi à industrialiser une technologie de modules photovoltaïques basés sur l’association de pérovskite et de silicium, grâce à un partenariat avec l’Institut photovoltaïque d’Île-de-France (IPVF). Aux dernières nouvelles, l’entreprise visait les 5 GW de production annuelle d’ici 2030.

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