Ce composant est un générateur de vapeur aux dimensions spectaculaires, d’une hauteur de 21 mètres, d’un diamètre de 4,5 mètres et d’un poids de 330 tonnes. Trois unités ont été livrées et seront installées en 2024 dans le bâtiment du réacteur de l’unité 3, en remplacement de ceux en place.

L’unité 3 de la centrale fait l’objet d’une 4ᵉ inspection décennale, nécessitant l’arrêt du réacteur et le contrôle de l’ensemble de l’installation. C’est une étape importante dans la poursuite de l’exploitation de l’unité de production pour 10 ans supplémentaires de fonctionnement.

Le remplacement des générateurs de vapeur est essentiel en termes de sécurité et de performance. Leur durée de vie étant atteinte, leur efficacité sera augmentée de l’ordre de 15 %, grâce à une surface d’échange thermique plus importante que sur les anciens modèles.

Comment ça marche ?

Un générateur de vapeur est un échangeur thermique avec un circuit dit « primaire ». Il est constitué de milliers de mètres cumulés de tubes, noyés dans une énorme cuve servant de circuit dit « secondaire ». Il est positionné entre la cuve du réacteur et la turbine servant à la production d’électricité.

1. Dans le circuit primaire, on fait circuler l’eau dans l’ensemble des tubes internes du générateur, provenant de la cuve du réacteur à haute température, conservée à l’état liquide sous haute pression.
2. Dans la cuve servant de circuit secondaire, on alimente en eau le réservoir, qui, au contact des tubes du primaire, se transforme en vapeur. Cette vapeur est ensuite acheminée à la turbine, entraînant la rotation de l’alternateur servant à produire l’électricité.

Schéma de principe d’un réacteur à eau pressurisée / Image : Steffen Kuntoff, retouchée par RE.

Les deux circuits sont fermés et indépendants :

• Le circuit primaire a une eau radioactive. Seul le contact avec la grande surface des tubes sert au transfert de la chaleur au circuit secondaire. L’eau refroidie revient à la cuve du réacteur pour être remontée en température en boucle fermée.
• Le circuit secondaire contient de l’eau liquide à l’entrée du générateur, et à l’état vapeur à la sortie pour entraîner la turbine. La vapeur résiduelle est ensuite transmise à un condenseur, qui permet de transformer la vapeur en eau, pour être réinjectée dans la cuve du générateur en boucle fermée. Le condenseur est raccordé à la tour de refroidissement et à l’apport d’eau extérieur (rivière, lac, mer). Le condenseur est également un échangeur thermique dans le sens inverse du générateur de vapeur.

C’est de l’eau ordinaire qui est utilisée comme fluide caloporteur en circuit primaire et transformée en vapeur en circuit secondaire. Les quantités d’énergie à évacuer sont importantes, ce qui explique la nécessité de construire les centrales nucléaires à proximité d’une grande quantité d’eau, ou de construire des tours de refroidissement.

Dans la cuve et en circuit primaire d’un REP (réacteur à eau sous pression), les températures de l’eau sont de l’ordre de 300°C, maintenues sous haute pression de 160 bars, permettant qu’elle reste en phase liquide, avant d’être transférée au générateur de vapeur.

Un chantier important bien maitrisé

Les réacteurs de Cruas-Meysse sont des REP (réacteur à eau sous pression) comme 80% des réacteurs dans le monde. Le parc français comprend 56 réacteurs en fonctionnement, tous des REP, où l’eau joue le rôle de fluide caloporteur, c’est-à-dire qu’elle permet de transmettre la chaleur aux générateurs de vapeur, et aux condenseurs.

Les générateurs de vapeur de l’unité 4 et 1 ont été respectivement remplacés en 2014 et 2017. Ceux de l’unité 2 seront à remplacer en 2027. Les anciens générateurs sont démontés et stockés dans un bâtiment spécialement construit sur le site en vue de leur démantèlement. L’inspection décennale va durer environ sept mois. Le remplacement des générateurs de vapeur durera 3 mois, impliquant 1000 travailleurs sur le site.

Les générateurs de vapeur sont construits par Framatome, dans leur usine de Chalon-sur-Saône. Pour chaque unité, le transport fluvial est effectué par barge spéciale sur 283 km, pour un voyage de deux jours entre Saône-et-Rhône, et 3 km par la route pour livraison à la centrale.

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Le prix de l’uranium explose et atteint son plus haut niveau depuis 17 ans. Déjà malmenés par les hausses spectaculaires des dernières années, les Français vont-ils voir les prix de l’électricité continuer leur envol ?

Le contrat de référence sur l’oxyde d’uranium, appelé U3O8 (ensuite enrichi) est monté jusqu’à 106 dollars la livre (environ 450 g). C’est plus de deux fois le prix encore observé en avril 2023 et plus de quatre fois celui de 2019. La fièvre observée depuis ces dernières années résulte d’une multitude de facteurs, entre conflits en cours et rebond de la demande.

Côté demande, la période Fukushima est révolue. La Suède a abrogé une loi empêchant la construction de nouvelles centrales sur son sol et au même moment la France relance la construction d’EPR. Nombreuses sont les prolongations de réacteurs comme au Royaume-Uni et en Belgique (+ 10 ans). En Californie, le régulateur a validé l’extension de cinq ans la durée de vie de deux réacteurs de Diablo Canyon qui devaient initialement fermer en 2024 et 2025. Globalement, plus de 100 réacteurs sont actuellement en construction dans le monde, majoritairement soutenu par la Chine (25 en projet). Lors de la COP28, une vingtaine de pays menés par la France a appelé à tripler la capacité nucléaire dans le monde d’ici à 2050.

Une offre d’uranium en berne

Côté offre, plusieurs entreprises connaissent des ralentissements aux causes multiples. Les perspectives d’extraction sont plus faibles qu’anticipé chez plusieurs industriels du secteur, comme le kazakh Kazatomprom, qui fait face à une pénurie d’acide sulfurique nécessaire à l’extraction. Près de la moitié de la production mondiale d’uranium provenait du Kazakhstan en 2022. Chez le français Orano, le ralentissement de l’approvisionnement vient du retrait du Niger, pays connaissant un coup d’État militaire. Ce pays représentait 4 % de la production mondiale d’uranium en 2022 et 20 % de l’approvisionnement français sur ces dix dernières années.

La Russie, représentant 5 % de la production mondiale, est devenue un partenaire commercial embarrassant dans le cadre de la guerre qu’elle mène contre l’Ukraine et s’est vue imposer un embargo voté par la Chambre de représentants américaine. À ces phénomènes physiques et géopolitiques s’ajoutent une dose de spéculation financière puisque le cours ne cesse de monter, accumulant d’importantes réserves et alimentant la montée des prix.

Quel impact sur la facture d’électricité ?

Le minerai n’est plus extrait sur le territoire français depuis la fermeture de la dernière mine en 2001 car « les gisements n’étaient plus exploitables économiquement », explique Orano. Depuis que la France a décidé de cesser d’en extraire sur son sol, le 3ᵉ mineur mondial s’est doté d’instruments pour limiter son exposition à la volatilité du marché. Il maintient, en permanence, plus de 20 ans de ressources et réserves, et diversifie ses approvisionnements. Pour ce faire, il signe des contrats long terme à prix fixe, avec ses partenaires historiques comme le Kazakhstan, le Canada et le Niger, ainsi qu’avec de nouveaux partenaires comme l’Ouzbékistan ou la Mongolie. L’entreprise française constitue des stocks naturels d’uranium correspondant à 2 ans de production d’électricité nucléaire.

Enfin, le prix de l’uranium n’est qu’une faible composante du coût du nucléaire, récemment réévalué à 70 euros par mégawattheure (€/MWh). D’après la Cour des Comptes, l’uranium compte pour moins de 5 % du coût de production du parc nucléaire actuel, loin des 34 % que représentent les coûts d’exploitation des réacteurs et des 41 % des coûts de construction. Un doublement du prix de l’uranium ne conduirait ainsi conduit qu’à une augmentation du coût de production de l’électricité de l’ordre de 3,5 €/MWh. La situation est très différente des centrales au gaz, par exemple, dont le coût d’achat du gaz représente la majeure partie des coûts du MWh.

Cette hausse permettra peut-être de relancer les investissements dans l’amont du cycle du combustible, pour relancer les mines et répondre à la demande grandissante de la filière nucléaire.

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Dans la famille des énergies renouvelables, l’énergie houlomotrice est à la traîne et se fait même devancer par l’hydrolien. Mais l’entreprise finlandaise AW Energy compte bien faire bouger les choses grâce à son concept baptisé WaveRoller. En effet, il devrait bientôt être implanté en Namibie. 

Et si c’était l’entreprise AW Energy, l’heureuse élue qui permettrait la démocratisation de l’énergie houlomotrice ? L’entreprise finlandaise semble, en tout cas, en bonne voie pour faire partie des premières à commercialiser un système efficace de production d’électricité à partir des vagues. Son procédé, appelé WaveRoller, repose sur le phénomène du ressac, ce va-et-vient permanent, et facilement prévisible, que l’on retrouve le long de tous les littoraux du monde. La startup propose ainsi trois types d’unités distincts, aux puissances variant de 350 kW à 1 MW, qui peuvent être connectées pour former des fermes houlomotrices.

Destinées à être positionnées à moins de 2 kilomètres du rivage, à une profondeur comprise entre 8 mètres et 20 mètres, ces unités ont l’avantage d’être, selon ses concepteurs, particulièrement efficaces et surtout faciles à poser. Après de premiers essais concluants au large des côtes portugaises, AW Energy va continuer son développement en Namibie, et y implanter une ferme à vagues sur la côte de Swakopmund qui devrait accompagner le développement de la production d’hydrogène vert dans le pays.

L’énergie houlomotrice, une ressource difficile à maîtriser

L’énergie houlomotrice a un très grand potentiel puisque l’énergie qu’on pourrait en tirer est estimée à 30 000 TWh par an, d’après les Techniques de l’Ingénieur. À l’échelle du continent, l’Union Européenne espère en tirer 10% de sa production énergétique d’ici à 2050, soit l’équivalent de la consommation de 40 millions de foyers.

Les projets et les prototypes se multiplient, comme Seaturns et sa bouée cylindrique ou encore DIKWE et sa digue houlomotrice pour ne citer que les projets français. Néanmoins, très peu de projet atteignent un niveau de production quasi commercial. Il y a bien l’installation inaugurée par Eco Wave Power sur le port de Jaffa, en Israël, mais la puissance d’installation est limitée à seulement 100 kW.

Le faible développement de cette filière est dû, en partie, à la combinaison de la complexe dynamique des vagues qui rendent leur énergie difficile à capturer. De plus, du fait de leur positionnement sous-marine, ce type d’équipement est soumis, comme les hydroliennes, à un environnement particulièrement difficile.

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Plusieurs pays se sont lancés dans la course à la fabrication des réacteurs nucléaires miniaturisés (SMR), pour répondre à la demande mondiale liée à la décarbonation de la production d’énergie. Dans cette compétition, le Royaume-Uni semble avoir une longueur d’avance.

Le « petit réacteur modulaire » ou « small modular reactors » est généralement dénommé sous son acronyme SMR. Il s’agit d’un petit réacteur miniature de puissance moindre qu’un réacteur classique (entre 50 et 300 mégawatts [MW] au lieu de 900 à 1650 MW). Son intérêt réside dans son coût plus faible ainsi que ses délais de construction rapides liés à la possibilité de le fabriquer en série en usine.

Plus de 70 projets de SMR en cours dans le monde

Plusieurs entreprises se sont lancées dans l’étude de ce type de projets qui peuvent intéresser de nombreux pays à la recherche de moyens pour décarboner leur mix énergétique. Ils peuvent aussi permettre d’approvisionner en électricité un site isolé ou un site industriel énergivore. On compte plus de 70 projets dans le monde alors que les mises en service sont rares pour le moment et localisées en Chine et en Russie.

Mais c’est un projet anglais qui semble prendre le dessus dans cette course aux SMR. Un accord vient d’être signé entre les entreprises Westinghouse et Community Nuclear Power (CNP) pour l’installation d’une flotte de SMR dont l’exploitation commerciale débuterait dans les années 2030.

Un accord pour la construction de 4 SMR en Angleterre

L’accord concerne la construction de 4 SMR de type AP300 qui seront implantés au nord-est de l’Angleterre, dans la région de North Teesside. Le communiqué de presse justifie le choix de cet emplacement par « un développement industriel et économique important entraînant une demande croissante d’électricité fiable et sans carbone ».

Ce projet présente la particularité d’être entièrement financé par des fonds privés. La firme fait valoir que ce projet est conforme à la consultation du gouvernement sur les voies alternatives d’accès au marché pour les nouveaux projets nucléaires.

Le SMR AP300 a été lancé par Westinghouse en mai 2023. Westinghouse a déjà mis en service en Chine un grand réacteur avancé de génération III+, l’AP1000. Ainsi, contrairement à ses concurrents, Westinghouse indique pourvoir s’appuyer sur l’ingénierie, les composants et la chaîne d’approvisionnement de l’AP1000, pour accélérer la mise en service du SMR AP300.

Où en est le projet français Nuward ?

En France, le projet Nuward a été lancé en 2019 par une entreprise du même nom détenue par EDF. Subventionné à hauteur de 500 millions d’euros, il vise la construction d’une centrale de deux réacteurs de 170 MW chacun. Ce SMR est équipé d’un réacteur à eau pressurisée de génération III+ entièrement intégré et d’un design standardisé.

EDF le présente comme « une solution complémentaire aux énergies renouvelables qui vise le remplacement des centrales à charbon autour de 300-400 MW de puissance, l’approvisionnement en électricité des communes isolées et des sites industriels énergivores, ainsi que les réseaux aux capacités trop limitées pour les centrales électriques de forte puissance ».

Sur le site dédié de Nuward, on peut lire que le projet est entré « en phase de Basic Design (Avant-projet détaillé) début 2023 ». L’objectif est de démarrer la construction de la centrale de référence en 2030, en France.

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Le premier petit réacteur modulaire français devrait être installé à Marcoule, dans le Gard. Ce site du Commissariat à l’énergie atomique (CEA) est en effet pressenti pour accueillir la tête de série du réacteur Nuward.

Même s’il prend moins de place qu’un réacteur nucléaire classique, un petit réacteur modulaire (SMR) nécessite un foncier conséquent pour l’implanter. Il faut de l’espace pour intégrer la zone de chantier, la conversion d’énergie… Dans la course à l’implantation de SMR, c’est désormais à la sécurisation des terrains que s’attaque les startups. Bien que les travaux ne démarreront pas avant 2030, la filiale Nuward a d’ores et déjà un lieu où s’installer : à Marcoule, dans le Gard. Alors que l’emplacement aurait dû être entériné lors du prochain conseil du nucléaire, le projet a pris une longueur d’avance selon Les Echos.

Un réacteur de 3ᵉ génération

Emmené par le consortium EDF, TechnicAtome, Naval Group, CEA, Tractebel et Framatome, le projet vise l’installation de 2 réacteurs indépendants de 170 mégawatts électriques (MWe). Le réacteur de troisième génération se veut standardisé, simplifié et s’adresse à de nombreux usages de l’énergie : production de dihydrogène, cogénération de chaleur (2 × 540 mégawatts thermiques) et d’électricité (340 MWe), chauffage urbain et dessalement d’eau de mer.

Installé sur le site préalablement envisagé pour le réacteur ASTRID (neutrons rapides), le projet entraînerait l’investissement de 1 à 2 milliards d’euros. Il apportera des emplois pérennes sur le territoire, non loin des 4 réacteurs (900 MWe chacun) à eau pressurisée du Tricastin (Drôme/Vaucluse). Rappelons que ce dernier site n’avait pas obtenu de paire d’EPR2 lors de l’annonce de la première salve de 6 installations décidée par le gouvernement.

Nuward espère conquérir l’Europe grâce à son offre décarbonée. Un marché important pour les SMR est celui du remplacement des centrales à charbon, pour les sites où l’installation de réacteurs de grande taille n’est pas envisageable à cause du faible dimensionnement du réseau électrique ou du débit du cours d’eau. L’intérêt pour les industriels réside également dans la possibilité d’offrir une alternative au gaz russe.

À l’inverse de Nuward, les autres startups n’ont pas encore de lieu où s’installer. Les réacteurs de 4ᵉ génération espèrent en « sécuriser un avec une localisation arrêtée à 2025 » explique Sylvain Nizou, PDG de la startup Hexana, à La Tribune.

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Le nucléaire peut faire de l’économie circulaire ! EDF vient d’annoncer avoir alimenté pour la première fois un réacteur nucléaire avec de l’uranium recyclé. Grâce à cette première étape, l’énergéticien espère pouvoir, à terme, réduire un peu plus les émissions de CO₂ de la production électrique française. 

Le réacteur n°2 de la centrale de Cruas-Meysse, en Ardèche, vient d’être démarré avec la première recharge d’uranium entièrement recyclé. Il s’agît d’une étape importante pour la filière de l’uranium de retraitement (URT) qui avait été suspendue entre 2013 et 2018. Pour l’heure, seuls les quatre réacteurs de la centrale de Cruas sont certifiés pour recevoir de l’uranium de recyclage enrichi (URE). Mais EDF compte sur cette première réussite pour étendre l’utilisation de ce type d’uranium à tous les réacteurs de 1300 MW d’ici 2027 (centrales de Cattenom et Paluel). Par ailleurs, l’énergéticien français espère utiliser 30% d’URT sur l’ensemble de son parc nucléaire d’ici 2030. À l’heure actuelle, 75 réacteurs utilisent déjà de l’URT à travers le monde.

Une filière qui dépend, pour le moment, de la Russie

L’uranium de retraitement est issu du recyclage des combustibles usés provenant du parc nucléaire français. Ce combustible est traité sur le site Orano La Hague, où on y récupère du plutonium, et de l’uranium recyclé, représentant respectivement 1% et 95% de la masse du combustible usé. Ainsi, seulement 4% de ce combustible nucléaire est considéré comme un déchet ultime. EDF produit, chaque année, environ 1045 tonnes d’URT.

Pour pouvoir être réutilisé, cet uranium, qui a des propriétés proches de l’uranium naturel, nécessite d’abord de subir une opération de conversion avant d’être de nouveau enrichi. Problème : la seule usine au monde à réaliser cette conversion se trouve en Russie, à l’usine Seversk de l’entreprise Tenex, filiale de Rosatom. Pour cette raison, EDF avait signé un contrat concernant la reconversion et le réenrichissement d’une partie de l’URT français avec Tenex. Ce contrat d’un montant de 600 millions d’euros devrait prendre fin en 2032. Malgré le déclenchement de la guerre en Ukraine, ce contrat a été maintenu.

Une future ligne de production en France ?

Si le recyclage de l’URT n’a pas d’impact sur l’approvisionnement français et sur le fonctionnement du parc nucléaire français, il joue un rôle essentiel pour la mise en place d’une industrie circulaire au sein de la filière nucléaire. EDF souhaite, à terme, pouvoir limiter ses besoins en combustible neuf de 25% et réduire ses émissions de CO₂ de 30% grâce à cette filière.

Compte tenu du contexte géopolitique actuel, des solutions sont étudiées pour pouvoir effectuer ces opérations de conversion en Europe. En France, les technologies nécessaires à la mise en place de ce type de ligne de production sont bien connues, une partie de l’usine George Besse II (Orano) est en effet conçue pour produire du combustible à partir d’URT. Néanmoins, cette conversion entraînerait une baisse de capacité de production de combustible neuf. D’autre part, compte tenu des fortes contraintes administratives liées à l’ouverture de sites nucléaires, l’ouverture d’une nouvelle unité de production dédiée demanderait des investissements conséquents et prendrait entre 7 et 10 ans minimum. Un partenariat avec Westinghouse est également envisagé sur ce sujet.

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Grâce au Dragon 12, une hydrolienne hors du commun, les îles Féroé font un pas de plus vers un mix énergétique entièrement décarboné, et ce grâce aux puissants courants marins qui l’entourent. 

Elle porte le nom de Dragon 12. L’hydrolienne de 12 mètres d’envergure et 28 tonnes, signée Minesto, vient d’injecter du courant pour la première fois sur le réseau électrique des îles Féroé, cet archipel accroché au 62e parallèle. Avec sa turbine de 1,2 MW pour 3,5 mètres de diamètre, elle surclasse très largement Dragon 4, le précédent prototype qui ne dépassait pas les 100 kW de puissance. Cette nouvelle installation ne constitue qu’une première étape pour Minesto. L’entreprise suédoise compte installer, sur le site de Hestfjord, un total de 24 hydroliennes pour une puissance cumulée de 30 MW.

À terme, cette ferme hydrolienne devrait fournir presque 20% des besoins en électricité de l’archipel des îles Féroé. La mise en service de ce parc est fondamentale si l’archipel veut atteindre son ambitieux objectif de 100% d’énergies renouvelables d’ici 2030. Pour l’heure, les 55 000 habitants et leurs 80 000 moutons se reposent sur l’éolien, l’hydroélectricité.. et quatre centrales thermiques diesel.

Vue 3D du Dragon 4 et du Dragon 12 mis à l’échelle d’un conteneur / Image : Minesto

Comment fonctionne cette technologie ?

Le marché des hydroliennes se divise principalement en deux catégories : les modèles posés sur le plancher marin comme le prototype de la défunte startup française Sabella, ou les modèles qui flottent à la surface, comme le prototype O2 de l’entreprise Orbital Marine Power.

Avec son hydrolienne Dragon, l’entreprise suédoise Minesto a choisi une toute autre approche. Imaginez en train de faire du cerf-volant sur la plage, par un après-midi d’hiver. Vous constaterez que quand vous le faites tourner, celui-ci accélère et finit même par aller plus vite que le vent. C’est ce même principe que Minesto a décidé de mettre à profit pour utiliser l’énergie des courants marins. Ainsi, Dragon est, en quelque sorte, un cerf-volant bodybuildé de 28 tonnes qui vole sous l’eau au gré des courants. Grâce à un mécanisme de contrôle interne et autonome, il dessine des « huit » en continu, ce qui permet d’améliorer le rendement de sa turbine par rapport à une position fixe plus traditionnelle.

Pour l’heure, les données de production électrique n’ont pas été communiquées, mais Minesto a indiqué qu’elles étaient conformes aux prévisions pour cette première phase d’opération.

Découvrez la vidéo de Minesto célébrant la première injection de courant du Dragon 12 dans le réseau électrique :

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Obtenir un carburant renouvelable n’importe où dans le monde, à base de soleil et d’air ? C’est le défi relevé par la start-up belge Solhyd avec le développement d’un panneau à hydrogène solaire. Comment fonctionne ce panneau ?

Le panneau à hydrogène est l’association d’un panneau photovoltaïque produisant du courant et d’un système breveté qui génère de l’hydrogène à partir de l’humidité de l’atmosphère. L’air circule dans un réseau de membranes permettant de capter l’humidité. Sous l’effet d’une électrolyse, ce réseau permet de dissocier l’eau récupérée en oxygène et en hydrogène. L’intérêt majeur de cette innovation réside dans la conversion directe de l’énergie solaire, tout en évitant tout coût d’installation électrique ou de raccordement au réseau.

Chaque panneau assure une photo-électrolyse individuelle à faible température diminuant les contraintes sur les installations. Seule la canalisation de sortie gaz hydrogène est prévue pour être collectée, l’oxygène est rejeté. Chaque panneau peut produire 6 à 12 kilos d’hydrogène par an en fonction des conditions locales, selon le fabricant.

Principe de fonctionnement du panneau Solhyd / Image : Solhyd

Quels sont les objectifs ?

Solhyd n’est pas prêt dans l’immédiat pour une production de masse. Le projet est ambitieux et vise la fabrication de panneaux produisant jusqu’à 50 000 t/an d’hydrogène en 2030 et 150 millions de tonnes d’ici à 2050. Solhyd prévoit d’inaugurer une première usine de production automatisée à l’horizon 2026.

L’assemblage des panneaux permet de produire localement pour le bâtiment résidentiel, tertiaire ou industriel. Le concept permet d’envisager une autoconsommation sur site, ou une production pouvant être injectée sur le réseau de distribution de gaz. Le concept de montage et de distribution est très similaire à celui existant du photovoltaïque.

Pour quelle installation ?

Le panneau à hydrogène est de même taille qu’un panneau solaire photovoltaïque et il produit de l’hydrogène dès qu’il est à l’extérieur. Le concept de mise en œuvre est d’associer plusieurs panneaux pour atteindre un besoin individuel ou collectif. Le panneau produit de l’hydrogène à basse pression qui peut être utilisé selon plusieurs schémas :

• Il est consommé directement sur place, à l’aide d’une chaudière avec un brûleur gaz.
• Il est mis sous pression pour être distribué sur le réseau, comme cela existe pour le biométhane.
• il est stocké pour des stations de distribution de mobilité verte.

Le secteur du chauffage est prometteur avec des chaudières gaz à condensation qui sont déjà compatibles avec un mélange de 10 % d’hydrogène. Plusieurs fabricants adaptent leur modèle pour une quantité de 20 à 30 % à l’avenir. Un autre axe de développement est la chaudière à pile à combustible qui est un outil à développer avec de l’hydrogène produit localement. Elle est très peu répandue en France, car elle a le défaut d’utiliser du gaz naturel, malgré des rendements exceptionnels. Avec de l’hydrogène local ou en réseau à hauteur de 30 %, ce système, fortement utilisé au Japon, promet un développement important pour la filière chauffage à flamme et une décarbonation des rejets.

Le panneau permet de recueillir de l’hydrogène vert pour répondre à l’épuisement des ressources gazières. L’électricité ne pourra pas remplacer tous les systèmes de combustion. Si la combustion pure de l’hydrogène est délicate, mais pas impossible, elle peut être utilisée en combinaison avec du gaz naturel et/ou du biométhane.

Quels sont les obstacles à son développement ?

• Si le concept Solhyd n’est pas de concurrencer la production électrique photovoltaïque, la surface déjà exploitée par les panneaux PV et celle en projet est un handicap à surmonter pour se faire une place au soleil.
• Une adaptation des sécurités existantes sur les réseaux gaz est nécessaire.
• Le prix du produit, annoncé au prix d’un panneau PV, semble improbable, et il reste à être confirmé en phase industrielle.
• La compétence gaz en raccordement est un facteur de coût supplémentaire pour être adapté à l’installation.

Il est important de ne pas considérer que seule l’électricité est la solution. L’hydrogène vert, combustible propre, est un carburant pour la transition énergétique. Le concept de Solhyd est une alternative à des productions centralisées de grande taille.

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En installant des panneaux solaires photovoltaïques dans les oliveraies, on peut produire efficacement de l’électricité renouvelable. Mais on peut aussi doper le rendement des oliviers.

L’idée de l’agrivoltaïsme n’est pas de convertir brutalement des terres agricoles à la production d’électricité solaire photovoltaïque, mais bel et bien de combiner les deux en optant pour les configurations qui, au moins, ne nuisent pas aux cultures. Au mieux, l’implantation de panneaux solaires en plein champ pourrait même doper la production agricole. En protégeant les cultures des aléas climatiques comme les gelées tardives ou en maintenant un certain niveau d’humidité au sol. Une nouvelle étude publiée aujourd’hui dans la revue Applied Energy vient confirmer que c’est possible dans les oliveraies du sud de l’Europe.

Les oliveraies naturellement adaptées à l’agrivoltaïsme

Pourquoi les oliveraies ? Parce que les cultures d’oliviers dites super intensives sont plantées sur des sols modérément inclinés. Cela facilite l’installation de panneaux solaires. Par ailleurs, les schémas de plantation des oliviers laissent naturellement suffisamment d’espace pour cela entre les rangées.

Les chercheurs ont travaillé sur trois variétés d’olives — qui ne réagissent pas de la même manière à la lumière — et différentes configurations de systèmes photovoltaïques, tous bifaciaux. Leur objectif : optimiser à la fois la production d’électricité solaire et la production des oliveraies. Ils ont fait varier les angles d’inclinaison — de 0 à 90 degrés — et la hauteur des modules — de 3 à 4,5 mètres. Enfin, ils ont simulé les effets en prenant pour base 16 heures d’ensoleillement et une température de 21 °C à 40 % d’humidité.

Schéma de la culture d’olives et de panneaux solaires / Image : Mouhib et al 2024

Jouer sur l’inclinaison et la hauteur des panneaux solaires

La conclusion des chercheurs, c’est que l’angle d’inclinaison des panneaux solaires influe surtout sur le rendement photovoltaïque. La hauteur des systèmes solaires affecte quant à elle essentiellement le rendement des oliviers. Aucune des olives testées, en revanche, ne s’est montrée dépendante à l’ensoleillement au point de ne pas pouvoir supporter l’agrivoltaïsme.

Pour se faire une idée de l’intérêt de la solution, les scientifiques s’appuient sur un indicateur, le Land Equivalent Ratio (LER). Il correspond à la surface relative nécessaire pour avoir la même production avec une seule qu’avec l’association de deux productions différentes. Dans le cas des oliveraies, le LER maximal est estimé à 171 %. Il est atteint avec une inclinaison de 20° et des panneaux solaires installés à une hauteur de 3 mètres — pour les oliviers hauts de 2,5 mètres maximum. Cette étude reste toutefois théorique. Elle aidera à la conception de futures installations, qui permettront de valider les conclusions des chercheurs.

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Pour moderniser la maintenance prédictive de ses centrales nucléaires, EDF vient de nouer un partenariat avec le géant américain Amazon. Cet accord, capital pour l’amélioration du suivi des centrales nucléaires, pose néanmoins des questions sur la souveraineté numérique française et sur d’éventuels risques d’espionnage industriel.

Non, EDF n’a pas signé un accord avec Amazon pour bénéficier de la livraison en un jour ouvré concernant les composants de ses futurs EPR2. L’énergéticien français souhaite plutôt s’attacher les compétences informatiques du géant américain, par le biais de sa filiale Amazon Web Services (AWS), moyennant un contrat de 860 millions d’euros. Avec ce contrat, EDF a pour objectif de moderniser toute une partie de son système d’information dit « de gestion ». AWS devrait permettre, grâce à l’intelligence artificielle, de numériser et de sauvegarder l’ensemble des références de pièces nécessaires à la maintenance des centrales nucléaires françaises, et ainsi mieux gérer les stocks. Cette gestion optimisée devrait faciliter les opérations de maintenance prédictive et éviter d’éventuels retards sur le redémarrage de réacteurs dans le cadre de maintenances programmées. L’optimisation de ces opérations de maintenance est d’autant plus importante que celles-ci devraient se multiplier face au prolongement de la durée de vie des réacteurs français.

Ce contrat fait partie d’un vaste plan de numérisation d’EDF, un chantier lancé par Luc Rémont lors de son arrivée à la tête du groupe en 2023. Dans ce contexte, plusieurs partenaires IT (informatiques et technologies), comme AWS, ont été choisis pour soutenir les centres de stockage et les compétences internes. Le français Outscale, filiale de Dassault Systèmes, a, par exemple, été chargé de la mise en place de jumeaux numériques pour optimiser la construction et la gestion des futurs EPR2.

Un risque d’espionnage industriel ?

Néanmoins, cette décision interroge, car confier cette mission à une entreprise étrangère peut exposer le parc nucléaire français à des risques d’espionnage ou de cybersécurité. Le ministère de l’Économie a bien essayé de se montrer rassurant en indiquant que le contrat était verrouillé dans le cadre des règles européennes. Malgré ces règles européennes, et même si ces données sont totalement indépendantes des systèmes informatiques de pilotage des centrales, la prudence est de mise. En effet, outre-atlantique, le Foreign Intelligence Surveillance Act (FISA), le Patriot Act et le CLOUD Act permettent aux autorités fédérales d’accéder aux données stockées par des entreprises américaines. Ainsi, le gouvernement américain pourrait avoir accès aux données de maintenance de l’entièreté du parc nucléaires français.

Une souveraineté numérique française à géométrie variable

D’ailleurs, depuis plusieurs années, la France durcit sa politique de souveraineté numérique, en imposant notamment à ses administrations de choisir des gestionnaires de données français ou européens. De la même manière, l’Agence nationale de la sécurité des systèmes d’informations (ANSII) a établi des règles de sécurité concernant la gestion des données. Néanmoins, ces mesures ne s’appliquent qu’aux administrations et pas aux entreprises, même si celles-ci sont publiques comme EDF.

Il semble qu’à l’heure actuelle, aucune entreprise française ne soit capable de rivaliser économiquement avec des entreprises de la taille AWS. Conscient de ce problème, Bercy a indiqué vouloir aider le cloud français à rivaliser avec ses concurrents étrangers dans le cadre de la stratégie cloud de France 2030.

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L’île de La Réunion pourrait voir apparaître prochainement un parc éolien au large de ses côtes. C’est le pari fait par deux entreprises spécialisées du secteur. Ce serait l’occasion pour l’île de faire bondir sa production d’énergies renouvelables.

Fortement dépendante des énergies fossiles (charbon, diesel et fioul) pour sa production d’électricité, La Réunion pourrait inverser la tendance grâce à un projet d’éolien en mer. Déjà dotée d’éoliennes terrestres capables de résister aux cyclones et tempêtes qui traversent régulièrement l’île, La Réunion devrait dorénavant exploiter les vents marins pour décarboner sa production électrique.

Un projet de parc éolien en mer de 200 MW

En effet, Akuo et BlueFloat, deux entreprises spécialisées du secteur, envisagent de s’associer pour développer un projet d’éolien flottant dans une zone maritime située à quelques kilomètres au large de Sainte-Marie et de Sainte-Suzanne, au nord de l’île.

Une douzaine de turbines de 15 mégawatts (MW), soit une puissance totale d’environ 200 MW, permettrait d’éviter 210 000 tonnes d’émissions de CO₂ par an. Ce nouveau parc serait également en mesure de couvrir 25 % des besoins en électricité de l’île.

L’éolien en mer pour renforcer la souveraineté énergétique de La Réunion

Pour Clément Mochet, directeur de BlueFloat Energy France, ce projet serait par ailleurs un pas en faveur de la souveraineté énergétique de l’île. Il stabiliserait aussi les coûts de production de l’électricité qui sont particulièrement élevés dans les zones non interconnectées (ZNI).

Les deux entreprises partenaires travaillent sur le projet depuis maintenant deux ans. L’objectif est que les éoliennes soient mises en service à l’horizon 2030/2035.

De nombreux défis à relever pour mener à bien le chantier du parc éolien en mer réunionnais

Mais le projet n’en est toutefois qu’à ses balbutiements et de nombreux obstacles sont encore à surmonter. Il faudra notamment considérer la préservation de l’environnement. Clément Mochet précise sur ce point qu’il est prévu d’analyser le comportement de la faune présente sur le site pour adapter le projet en conséquence.

Il sera également nécessaire de faire évoluer le réseau électrique pour accueillir ce nouvel équipement. Enfin, le grand port maritime de La Réunion devra être en mesure d’accueillir le chantier de montage des éoliennes sur place.

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📣 La phrase : « Le déploiement massif de l’éolien en France est anti-climat, anti-environnement et anti-social »

🗞️ La source : Il s’agit d’un post publié sur X (ex-Twitter) par Myrto Tripathi, ingénieure industrielle et présidente de l’ONG RePlanet. La publication renvoie vers un documentaire anti-éolienne réalisé par l’association pro-nucléaire Documentaire et Vérité.

⚖️ Le verdict : Les propos sont à nuancer puisque le déploiement des éoliennes n’est certes pas la solution miracle pour mettre fin à la crise climatique, mais c’est un levier intéressant pour parvenir à la neutralité carbone. Et la filière créée bien des emplois sur le territoire.

La publication met en avant un documentaire d’une association pro-nucléaire qui conteste le déploiement des éoliennes. Pendant deux heures, le film montre les dégâts que provoquent les éoliennes sur le paysage, sur le marché de l’emploi, et sur le mix énergétique. Qu’en est-il exactement ? Comme souvent avec les points de vue partisans, tout n’est pas vrai et il convient d’apporter beaucoup de nuances aux propos.

Pour apporter un point de vue objectif, on peut se référer notamment à l’avis de l’ADEME publié en mars 2022 sur l’énergie éolienne terrestre et en mer. Toutes les citations de l’ADEME de cet article viennent de ce document.

Le déploiement massif des éoliennes est-il anti-climat ?

L’éolien est une énergie renouvelable qui s’appuie sur la force du vent pour produire de l’électricité. Mais ses opposants affirment que les éoliennes sont en réalité une catastrophe pour le climat puisque leur construction et leur installation génèrent de la pollution. Leurs propos visent à casser l’image d’un moyen de production 100 % propre qui ne provoquerait aucune émission de CO₂.

En réalité, si on analyse l’ensemble du cycle de vie d’une éolienne, on s’aperçoit, en effet, qu’il est émetteur d’une certaine pollution.

À ce sujet, une étude publiée par EDF en 2022 sur le cycle de vie du parc nucléaire français indique que le kilowattheure (kWh) nucléaire français émet moins de 4 grammes équivalent CO₂ (gCO₂) (Source : Sfen). Pour l’éolien, il faudrait compter 12 gCO₂/kWh pour l’éolien terrestre et 14,8 gCO₂/kWh pour l’éolien en mer selon l’ADEME.

De ce point de vue, sur toute la durée du cycle de vie, le parc éolien émet davantage de CO₂ que le parc nucléaire. Mais pour autant, cela ne signifie pas que l’éolien est mauvais pour le climat. Comme le rappelle l’ADEME, les émissions indirectes liées à l’activité éolienne « sont faibles par rapport au taux d’émission moyen du mix électrique français qui est de 34 gCO₂/kWh et celui du mix européen de 216 gCO₂/kWh en 2020. D’autre part, la production éolienne permet d’éviter le recours aux centrales thermiques à combustibles fossiles et contribue ainsi à diminuer les émissions de CO₂ directes pour la production d’électricité ».

Pour conclure sur ce point, si le cycle de vie d’une éolienne provoque des émissions indirectes de CO₂, on ne peut pas dire pour autant qu’il s’agisse d’une énergie anti-climat puisqu’elle est plus propre que les centrales thermiques à combustibles fossiles.

Le déploiement massif des éoliennes est-il anti-environnement ?

Les parcs éoliens seraient également nocifs pour l’environnement et pas du tout écologiques.

Pour les ancrer dans le sol, il faut poser d’énormes fondations en béton (entre 800 et 1500 tonnes) ainsi qu’un socle en ferraille gigantesque. Il est vrai que les parcs éoliens nécessitent l’emploi de béton pour les fondations, de la fonte pour les mâts et de l’acier. Ces trois matériaux sont toutefois facilement recyclables, selon l’ADEME.

Par ailleurs, le fonctionnement des éoliennes nécessite le recours aux terres rares, en grande quantité lorsqu’il s’agit des parcs éoliens en mer. En effet, le néodyme, le praséodyme et le dysprosium sont utilités pour fabriquer les aimants permanents installés dans les éoliennes. Toutefois, l’ADEME indique que « le parc éolien terrestre français est peu consommateur d’aimants permanents. Seuls 6 % de la capacité installée y a recours […]. Les éoliennes en mer déployées dans les années à venir contiennent des génératrices à aimants permanents ». L’ADEME ajoute que des solutions alternatives aux terres rares seront sûrement disponibles à l’avenir.

Le documentaire pointe également du doigt le souci du recyclage des éoliennes en fin de vie avec l’impossibilité de recycler les pales. Si la question du recyclage est souvent mise sur la table par les opposants de l’éolien, il faut préciser que la filière avance sur ce point et que la législation est stricte à ce sujet. On a vu circuler des images de pales d’éoliennes entreposées sur des sites gigantesques, mais cela n’est pas représentatif du traitement des parcs en fin de vie.

L’an dernier, le fabricant danois Vestas a indiqué avoir mis au point un procédé permettant le recyclage de toutes les pales d’éoliennes, même les plus anciennes. Et Siemans Gamesa commercialise des modèles de pales entièrement recyclables. Ces avancées prouvent que la filière se penche sérieusement sur le sujet et que des nouveautés devraient voir le jour à l’avenir.

Pour conclure sur ce point, les éoliennes ont un impact sur l’environnement, mais on ne peut pas affirmer pour autant qu’elles soient anti-environnement. D’ailleurs, dire que les éoliennes sont anti-environnement pour mettre en avant le nucléaire est assez ironique quand on pense à la question épineuse du traitement de certains déchets radioactifs et au recours indispensable à l’uranium pour faire tourner les centrales.

Le déploiement massif des éoliennes est-il anti-social ?

Enfin, le développement des éoliennes conduirait à détruire l’emploi puisque selon le documentaire, autant la filière du nucléaire crée de l’emploi sur le territoire, autant les parcs éoliens sont majoritairement détenus par des entreprises étrangères et la fabrication se fait hors de France.

Pourtant, selon les chiffres officiels, le secteur de l’éolien crée des emplois en France. D’abord, au sein des énergies renouvelables, l’éolien terrestre représente 10 % des emplois équivalents temps plein en 2020. Dans la rubrique « évolution de l’emploi relevant des éco-activités dans les énergies renouvelables et de récupération », l’éolien terrestre représente 1736 emplois en 2004. Le chiffre est monté à 10 281 en 2018. Et cela va augmenter puisque les projets vont se multiplier avec les années.

D’ailleurs, dans son avis publié en mars 2022, l’ADEME estime que 22 600 personnes travaillent en France grâce à la filière, directement ou indirectement et que l’éolien est maintenant le premier employeur du secteur des énergies renouvelables.

L’ADEME reconnaît toutefois que la majeure partie des éoliennes sont importées en France « à défaut de présence de grands turbiniers français à rayonnement international ». Pour autant, l’agence note que « les retombées économiques sur le territoire français ont été évaluées à environ 60 % du coût complet d’un parc (90 % en Europe) ».

Compte tenu de ces données, il est faux de dire que le développement des éoliennes est anti-social puisqu’il est bien vecteur d’emploi.

En réalité, le document auquel renvoie le post de Myrto Tripathi critique le développement des éoliennes en les opposant au nucléaire qui serait beaucoup intéressant pour parvenir à notre objectif de neutralité carbone d’ici 2050. Mais au lieu d’opposer tel ou tel moyen de production décarbonée, il serait plus judicieux de les associer les uns aux autres. C’est d’ailleurs la politique actuelle de la France qui entend à la fois redynamiser le secteur du nucléaire et développer les énergies renouvelables.

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Les zones rurales sont caractérisées par leurs vastes espaces disponibles les différenciant des zones urbaines densément peuplées. D’après une étude, certains de ces endroits en Europe pourraient être valorisés par leur transformation en des sites de production d’énergie renouvelable, contribuant ainsi à l’atteinte des objectifs de transition énergétique. En effet, le potentiel des espaces exploitables en milieu rural s’élèverait à plus de 10 000 TWh/an.

L’UE s’est fixé un objectif ambitieux d’atteindre 42,5 % d’énergies renouvelables dans son bouquet énergétique et de réduire d’au moins 55 % ses émissions de gaz à effet de serre par rapport à 1990 d’ici 2030. Ces efforts s’inscrivent dans le cadre d’un objectif plus large, notamment la neutralité carbone d’ici 2050. Face à ces défis, l’Europe dispose d’un avantage significatif : d’importantes ressources terrestres non exploitées. Selon les experts, le potentiel inutilisé d’énergie renouvelable dans l’ensemble de l’UE est estimé à 12 500 TWh par an.

Dans un rapport de la Commission Européenne intitulé « Renewable Energy Production and Potential in EU Rural Areas », les zones rurales sont identifiées comme des acteurs majeurs de la transition énergétique et de la lutte contre le changement climatique. Ces régions sont déjà responsables de 72 % de la production d’énergies solaire, éolienne et hydroélectrique en Europe. Malgré cette contribution significative, le rapport souligne l’existence d’un vaste potentiel encore inexploré dans ces zones.

Quel est le potentiel de production d’énergie renouvelable des zones rurales ?

L’énergie solaire photovoltaïque présente le plus grand potentiel inexploité dans les zones rurales européennes. Actuellement, cette source d’énergie génère environ 136 TWh par an, mais son potentiel de production pourrait s’élever à 8 600 TWh par an, soit une augmentation de soixante fois la capacité actuelle. Cette opportunité est largement attribuée à l’abondance des terrains exploitables.

Concernant l’éolien terrestre, les zones rurales sont également perçues comme acteurs clés. Sur les 350 TWh produits actuellement à partir de cette source, 280 TWh proviennent déjà d’installations en milieu rural. Le potentiel de ces zones est pourtant évalué à 1200 TWh/an, soit quatre fois plus. Enfin, pour l’hydroélectricité, la production dans les zones rurales est actuellement de 280 TWh, alors que le potentiel estimé est de 350 TWh/an. Il est cependant à préciser qu’une part importante de ce potentiel inexploité en hydroélectricité provient de systèmes hybrides solaire flottant-hydroélectricité.

Une exploitation équilibrée des ressources locales

En parallèle avec la transition énergétique, l’Europe vise également à maintenir et à renforcer la sécurité alimentaire au sein de l’UE. C’est pour cela que cette étude privilégie une approche ascendante qui utilise les ressources locales de manière durable et équilibrée, en tenant compte de la nécessité de préserver l’équilibre entre l’exploitation des énergies renouvelables et d’autres utilisations potentielles des ressources (les terrains et les eaux). De plus, le déploiement de nouvelles centrales dans ces milieux ruraux implique un choix bien étudié des sites afin d’intégrer harmonieusement les installations dans le paysage existant.

Afin de maintenir un bon équilibre d’utilisation, la Commission européenne a émis des lignes directrices destinées aux États membres. Ces directives visent à promouvoir une sélection durable des sites pour les installations solaires et éoliennes, en tenant compte des implications environnementales et sociales. Ces lignes recommandent de privilégier l’utilisation de terrains déjà impactés par des activités humaines, comme les toits des bâtiments, les terrains autour des infrastructures de transport, les parkings, les terrains industriels, ou encore les sites de déchets. L’idée est d’utiliser des espaces où l’impact environnemental supplémentaire serait minimal.

En outre, selon la Commission, les zones protégées, les réserves naturelles, les corridors migratoires des oiseaux, et d’autres zones écologiquement sensibles doivent être évités pour préserver la biodiversité et les écosystèmes vulnérables. Les terres qui ont été dégradées ou qui ne sont plus viables pour l’agriculture représentent également des sites potentiels pour déployer de nouvelles installations.

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Les petits réacteurs nucléaires modulaires (SMR) pourraient aider l’Afrique du Sud à sortir de la crise énergétique dans laquelle le pays est enlisé tout en décarbonant sa production d’énergie. C’est l’avis des experts du nucléaire sud-africain.

En Afrique du Sud, plus de 85 % de l’électricité est produite à partir de charbon. Pour un effet sur les émissions de gaz à effet de serre du pays absolument désastreux. Pourtant, comme tout le monde, l’Afrique du Sud cherche à réduire l’empreinte carbone de son secteur énergétique. Alors que l’électricité commence déjà à manquer. Que des « délestages » de plusieurs heures sont devenus monnaie courante. Et qu’un récent sondage montre que les trois quarts des Sud-Africains réclament, avant tout, des prix bas, « qu’importe la source ».

C’est dans ce contexte compliqué que les experts locaux du nucléaire proposent aujourd’hui de construire une nouvelle génération de mini-réacteurs. Pour subvenir aux besoins toujours croissants de la population sud-africaine, mais aussi pour devenir un champion de l’exportation de la technologie.

De petits réacteurs en pagaille en plus de centrales classiques

Rappelons que l’Afrique du Sud accueille celle qui reste encore la seule centrale nucléaire du continent africain. La centrale de Koeberg et ses deux réacteurs à eau pressurisée de conception française. D’une puissance d’un peu moins de 2 gigawatts (GW), elle fonctionne depuis 40 ans maintenant. Mais elle ne produit que 5 % environ de l’électricité du pays. En décembre dernier, le gouvernement avait annoncé sa volonté de construire de nouvelles centrales de ce genre. Pour ajouter, dès 2033, quelque 2,5 GW à la capacité de production nucléaire du pays. En parallèle, la durée de vie de la centrale de Koeberg devrait être prolongée. Mais les experts du nucléaire sud-africain estiment que ce ne sera pas suffisant.

Un peu partout en Afrique, les projets se multiplient. En juillet 2022, un chantier de construction d’une centrale nucléaire a été lancé en Égypte. Et ceux portant sur de petits réacteurs sont sans doute encore plus nombreux. Alors l’Afrique du Sud y croit. D’autant qu’elle s’est lancée très tôt dans la course au petit nucléaire. Aujourd’hui, elle se dit prête à passer à une phase opérationnelle avec le HTMR100, un réacteur modulaire refroidi au gaz conçu par Startek Global. Le réacteur peut être installé en trois ans seulement et qui pourrait être prêt dans moins de 5 ans.

Composants d’une centrale HTMR-100 / Image : Startek Global

Les atouts du petit nucléaire pour l’Afrique du Sud

Le pays viserait ainsi des réacteurs de 100 mégawatts (MW) thermiques. Et la chaleur produite pourrait aider à la désalinisation de l’eau ou à faire fonctionner des processus industriels. Mais elle pourrait aussi servir à faire tourner des turbines pour produire de l’ordre de 35 MW d’électricité. Installés en série, ils pourraient alimenter une ville ou un gros complexe industriel. Parmi les avantages cités par les experts, le fait que ces petits réacteurs nucléaires refroidis à l’hélium gazeux sont peu gourmands en combustible et surtout ne nécessitent pas une installation en bordure de mer pour leur refroidissement. Les experts promettent aussi qu’une fois le premier opérationnel, les prix baisseront pour répondre à la demande de la population, de 470 millions de dollars à pas plus de 300 millions pour les unités suivantes.

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La politique américaine en faveur du développement des énergies renouvelables sur son territoire provoque des répercussions sur le marché mondial et notamment en Europe. Les aides américaines pourraient mettre à mal la production de panneaux photovoltaïques sur le sol européen. Explications.

L’information circulait déjà depuis quelques semaines et elle a été confirmée ces derniers jours : le fabricant suisse de panneaux solaires Meyer Burger va fermer son usine photovoltaïque située en Allemagne d’ici avril prochain. C’est une très mauvaise nouvelle pour le marché photovoltaïque européen. Mais en quoi les États-Unis seraient-ils impliqués dans cette décision ?

Une politique américaine encourageant la production photovoltaïque locale

Pour le comprendre, il faut revenir un peu en arrière. En 2022, le Président américain Joe Biden a réussi à faire voter un texte historique pour le climat, l’Inflation Reduction Act. Ce texte ambitieux annonçait un budget de 369 milliards de dollars pour le développement des énergies renouvelables, ce qui pourrait mener à une baisse drastique des émissions de gaz à effet de serre (GES) sur le territoire américain d’ici 2030.

Ce texte prévoit de fortes subventions pour la filière photovoltaïque, et notamment pour les produits fabriqués sur son sol. Et des taxes substantielles sont prévues pour les produits fabriqués en Chine, pays leader de la filière photovoltaïque.

Cette politique américaine provoque une double conséquence. D’abord, les entreprises du solaire ont tout intérêt à avoir une usine sur le sol américain, pour bénéficier des subventions américaines. C’est d’ailleurs ce que prévoit de faire Meyer Burger qui a confirmé vouloir délocaliser sa production aux États-Unis. Ensuite, les panneaux chinois étant bloqués aux frontières américaines, ils ont été redirigés vers le marché européen qui s’est trouvé submergé par ces produits.

Le marché européen du solaire fortement concurrencé par les produits chinois

Les fabricants européens subissent donc une forte concurrence du fait de la présence de panneaux chinois commercialisés à bas prix en Europe. Dans ce contexte, il est difficile pour les entreprises européennes de rester compétitives.

Cela a également entraîné une baisse des prix des panneaux solaires et une augmentation des stocks des entreprises européennes. Conclusion : il n’est plus intéressant pour ces sociétés de rester sur le territoire européen. Le sol américain, protégé de la concurrence chinoise et bénéficiant de larges subventions, est devenu le nouvel eldorado du solaire.

La filière photovoltaïque se retrouve donc en grande difficulté, à l’image de la décision de fermeture prise par Meyer Burger qui va impacter 500 salariés. Le groupe suisse avait tenté d’obtenir de l’aide auprès du gouvernement allemand, afin de pouvoir envisager la poursuite de son activité sur le territoire, en vain.

Quel avenir pour la production photovoltaïque européenne ?

Mais alors la production européenne est-elle condamnée à disparaître au profit des entreprises chinoises ? Ce n’est pas si sûr. Bruxelles tente de trouver des solutions pour maintenir l’activité du solaire sur son sol. Début février, un règlement pour une industrie zéro net a été adopté. Le texte permet notamment aux États membres d’attribuer 30 % des capacités mises aux enchères à des producteurs nationaux. Toutefois, il faudra attendre 2025 pour l’entrée en vigueur de cette nouvelle réglementation.

En outre, l’Union européenne devrait adopter une loi visant à lutter contre le travail forcé dans les chaines d’approvisionnement des entreprises. Ce nouveau texte devrait avoir pour conséquence de bloquer les importations de panneaux solaires chinois, le pays étant régulièrement montré sur doigt pour les conditions de travail sur son territoire. Toutefois, il faudra encore être patient puisque l’entrée en vigueur de ce texte ne devrait pas avoir lieu avant 2026.

En France, des producteurs nationaux de panneaux solaires existent, mais aucune usine n’est assez grande pour produire en quantité suffisante par rapport aux objectifs de développement des énergies renouvelables. C’est la raison pour laquelle un projet de complexe photovoltaïque gigantesque devrait voir le jour près de Marseille. Initiée par la société lyonnaise Carbon, cette gigafactory prévue pour voir le jour en 2025 devrait employer 3000 personnes dès son lancement.

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L’entreprise américaine Type One Energy va convertir une ancienne centrale à charbon pour y implanter son prototype de réacteur à fusion nucléaire de type stellarator. Moins connu que le tokamak, ce type de réacteur a pourtant des avantages qui en font un sérieux candidat à la production d’électricité commerciale à partir de la fusion nucléaire. 

Après plus de cinquante ans à produire de l’électricité à partir de charbon en plein cœur du Tennessee, la centrale thermique de Bull Run, d’une puissance de 825 MW, pourrait bien retrouver une seconde jeunesse. Propriété de la TVA (Tennessee Valley Authority, et non Time Variance Authority), celle-ci pourrait, en effet, accueillir Infinity One, un prototype de réacteur à fusion nucléaire stellarator mis au point par l’entreprise Type One Energy.

Pour l’heure, très peu de données techniques ont été divulguées par Type One Energy sur son prototype de réacteur. On sait tout de même que les travaux pourraient démarrer dès 2025, sous réserve de l’obtention de toutes les autorisations environnementales et administratives nécessaires à la mise en œuvre du prototype.

Une potentielle alternative aux tokamaks

S’il a le même objectif que les réacteurs de recherche de type tokamak comme le JET, au Royaume Uni, ou le projet ITER, actuellement en cours de construction dans le sud de la France, le prototype Infinity One se distingue par une conception différente appelée Stellarator.

Tokamak et stellarator reposent sur un principe similaire : confiner un plasma (état de la matière dans lequel les noyaux des atomes sont débarrassés d’une partie de leurs électrons) grâce à un champ magnétique pour y réaliser une réaction de fusion nucléaire. Cependant, les deux réacteurs diffèrent de par leur conception. Avec un tokamak, ce confinement magnétique est obtenu en faisant passer un courant électrique à travers le plasma lui-même, ce qui peut engendrer des instabilités et limiter la durée pendant laquelle le plasma peut-être maintenu de manière stable.

Le prototype de Stellarator Wendelstein 7-X lors de sa construction en Allemagne / Image : Max-Planck-Institut für Plasmaphysik

Mis au point par l’astrophysicien américain Lyman Spitzer en 1950, le stellarator repose sur le positionnement très spécifique d’aimants tout au long du réacteurs qui permet d’obtenir un champ magnétique hélicoïdal. Grâce à cela, il n’est alors pas nécessaire de faire passer un courant électrique dans le plasma pour le confiner. En théorie, le stellarator permet d’obtenir des plasmas beaucoup plus stables et d’éviter le phénomène de disruption, un évènement très redouté lors des expérimentations des tokamaks qui a pour conséquence de dégrader très fortement la paroi interne de ce dernier.

Un réacteur plus complexe encore qu’un tokamak

À l’heure actuelle, le stellarator possède tout de même deux inconvénients qui expliquent qu’ils soient moins communs que les tokamaks : tout d’abord, il est moins adapté que ces derniers pour faire monter le plasma en température. Mais surtout, il est beaucoup plus complexe à construire. En conséquence, on ne trouve qu’une dizaine de Stellarator en fonctionnement dans le monde, contre une soixantaine de tokamaks. C’est en Allemagne qu’on trouve le prototype le plus abouti. Nommé Wendelstein 7-X, ce réacteur Stellarator a pour mission de démontrer l’intérêt de ce type de conception pour de la production d’électricité commerciale à partir de la fusion nucléaire. Enfin, plutôt que le confinement magnétique des tokamak et des stellarator, certains laboratoires misent plutôt sur l’utilisation de lasers pour obtenir une réaction de fusion nucléaire.

Si la fusion nucléaire continue de susciter de vifs espoirs, cette technologie reste encore extrêmement lointaine. À titre d’exemple, l’ITER, plus grand prototype de réacteur de fusion jamais construit, ne devrait pas être utilisé à pleine puissance avant 2035.

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La Chine commande des éoliennes en quantité record. Plus de 100 gigawatts (GW) en 2023. Mais elle peine à les installer et continue de voir ses émissions de gaz à effet de serre augmenter.

La Chine a commandé une capacité record de plus de 100 gigawatts (GW) d’éolien en 2023. Peut-être grâce au contexte de forte concurrence en la matière dans le pays et à des prix qui ont atteint leur plus bas niveau historique. C’est ce qu’annoncent un certain nombre de médias aujourd’hui, se basant sur un rapport établi par Wood Mackenzie, un groupe de recherche et de conseil spécialisé dans le secteur des énergies renouvelables.

Pour se faire une idée — même si bien sûr, la France n’est pas la Chine —, il faut savoir que la puissance éolienne totale installée dans notre pays dépasse péniblement les 21 GW. En 2022, par exemple, seulement 1,59 GW de nouvelles capacités éoliennes terrestres ont été raccordées au réseau. Un autre chiffre aussi, peut-être : en 2020, la Chine avait installé moins de 300 GW de capacité éolienne.

Beaucoup de commandes d’éoliennes, moins d’installations

Il faut toutefois également noter que si les commandes semblent vouloir exploser en Chine, les installations ne progressent largement pas au même rythme. Fin 2023, en effet, seulement la moitié des plus de 90 GW d’éoliennes déjà commandées en 2022 avait été installée. Et la guerre des prix que se font les fabricants d’éoliennes, si elle est profitable aux consommateurs, entraîne une importante baisse de leurs bénéfices.

Une solution, peut-être, pour retrouver quelques performances financières : innover toujours plus. Il y a quelques mois l’éolienne en mer géante de Goldwin — une éolienne de 252 mètres de diamètre installée dans la province du Fujian — produisait ainsi en un seul jour suffisamment d’électricité pour alimenter quelque 170 000 foyers. Et SANY Renewable Energy dévoilait, il y a quelques jours, celle qui deviendra bientôt la plus grande éolienne terrestre du monde. Des pales de 131 mètres de long grâce à « un profil aérodynamique haute performance avec un bord de fuite épais et émoussé, une disposition optimisée du profil aérodynamique et une épaisseur globale accrue ».

De l’éolien, mais encore beaucoup d’émissions de gaz à effet de serre

Malgré ces efforts, en Chine, les émissions de gaz à effet de serre du secteur de l’énergie continuent d’augmenter. D’un peu plus de 5 % en 2023 par rapport à 2022. Parce que la consommation totale d’énergie ne cesse, elle non plus, de progresser. Et que les centrales au charbon ont produit 6 % d’électricité en plus en 2023. Une étude de l’université de Californie (États-Unis) conclut d’ailleurs que pour atteindre la neutralité carbone en 2060, la Chine devrait multiplier par huit ou dix ses capacités actuelles d’énergie solaire et éolienne et atteindre les 2 à 4 térawatts (TW) installés pour chacune de ces énergies renouvelables.

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Les statistiques officielles du quatrième trimestre 2023 concernant le solaire photovoltaïque ont été publiées. Le parc solaire a fait un bond l’an dernier et pas seulement dans le sud de la France.

La France s’est fixé pour objectif d’atteindre la neutralité carbone d’ici 2050. Pour y parvenir, les énergies renouvelables sont mises à contribution. En ce qui concerne la production solaire photovoltaïque, la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) fixe un objectif de 20,1 gigawatts (GW) à atteindre en 2023. Qu’en est-il réellement ?

Un bond de +30 % du parc raccordé en 2023

Les statistiques officielles viennent d’être publiées à ce sujet. La puissance du parc solaire photovoltaïque a atteint 20,0 GW fin 2023. L’objectif de la PPE2 est donc quasiment atteint. Le parc raccordé a bondi de 31 % entre fin 2022 et fin 2023. De son côté, la puissance installée a augmenté de près de 20 % en un an.

Dans le détail, la typologie des nouveaux parcs photovoltaïques raccordés l’an passé montre que les grandes installations (>250 kilowatts [kW]) ne représentent que 0,2 % des nouveaux raccordements sur l’année. Pour autant, elles constituent 37 % de la nouvelle puissance raccordée sur la période. Ce sont les petites installations (<9 kW) qui représentent l’écrasante majorité des nouveaux raccordements (93 %), mais seulement 24 % de la nouvelle puissance.

Une puissance installée en hausse et pas seulement dans le sud de la France

Évidemment, des disparités régionales existent au sujet des nouvelles installations raccordées en 2023. En tête de classement, les régions Auvergne Rhône-Alpes, Nouvelle Aquitaine et Occitanie représentent plus de la moitié (53 %) de la puissance totale en France au dernier trimestre 2023. Ces régions constituent également près de la moitié (48 %) de la puissance nouvellement raccordée au cours de l’année 2023. Cela signifie que de nouveaux projets continuent de se développer sur ces territoires.

Pour autant, d’autres régions se démarquent dans le domaine. Ainsi, la puissance nouvellement raccordée en 2023 en Bretagne a augmenté de 33 %. Ce chiffre s’établit à 30 % dans les Pays de la Loire, à 28 % en Île-de-France et à 27 % dans la région Grand Est.

En revanche, ce mouvement n’est pas identique dans les départements et régions d’outre-mer (DROM) puisqu’en 2023, aucun parc solaire n’a été raccordé ni en Guadeloupe, ni en Martinique ou encore à Mayotte. Seule La Réunion a raccordé pour 11 MW d’installations photovoltaïques l’an passé.

Des projets en attente qui devraient voir le jour en 2024

En 2023, la production solaire photovoltaïque représente 4,9 % de la consommation électrique du territoire, en hausse de seulement 0,3 % par rapport à l’année précédente. L’autoconsommation (partielle ou totale) représente à peine la moitié (48,2 %) des installations en service fin 2023, en hausse de 3,1 % depuis l’année précédente.

Le document révèle enfin un indicateur important pour évaluer la bonne santé de la filière puisque les projets en attente de raccordement ont augmenté de 33 % depuis le début de l’année. Cela laisse présager un début d’année 2024 encourageant pour le secteur avec de nouveaux parcs qui devraient entrer en service.

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En l’espace d’un an, le coût de l’électricité pour une livraison prévue en 2025 a chuté spectaculairement, passant d’environ 170 euros à 66,7 euros par mégawattheure. Dans le contexte actuel, des spécialistes anticipent que cette tendance à la baisse n’est pas près de s’arrêter.

Sur le marché de gros de l’énergie, les fournisseurs d’électricité peuvent s’engager sur des contrats d’achat auprès des producteurs pour des livraisons futures. Il est ainsi possible d’acheter le produit maintenant et de se faire livrer au cours des prochaines années. Ce mécanisme offre une certaine stabilité et prévisibilité, particulièrement dans un marché où les coûts peuvent fluctuer en fonction de divers facteurs.

Ces derniers mois, les prix de l’électricité pour livraison future connaissent une tendance baissière. Les tarifs pour livraison l’année 2025 ont chuté, atteignant les 66,7 €/MWh sur la bourse de l’énergie EEX vers mi-février, le niveau le plus bas depuis trois ans. Pour mettre ce chiffre en perspective, ce même contrat était négocié à plus de 170 €/MWh au début de l’année 2023.

Des analystes estiment que cette tendance à la baisse pourrait se poursuivre. Tandis que certains prévoient une réduction supplémentaire de 10 € par rapport aux prix actuels, d’autres experts projettent que le prix du contrat pour 2025 pourrait plonger jusqu’à 40 €/MWh dans le courant de l’année.

De nombreux facteurs baissiers

La baisse actuelle des prix de l’électricité découle essentiellement de la diminution des inquiétudes liées à la sécurité de l’approvisionnement. En effet, l’hydroélectricité, occupant une part importante dans notre mix, a vu sa situation s’améliorer significativement. Après une série de sécheresses en 2023, les réservoirs ont été remplis en fin d’année grâce à des précipitations records sur l’ensemble du territoire.

Par ailleurs, le secteur nucléaire se porte également mieux. Malgré une disponibilité réduite du parc français suite à l’arrêt de certains réacteurs (tels que ceux de Chinon), les centrales en fonctionnement contribuent à hauteur de la moitié à la production électrique nationale. Ce jeudi 29 février, la puissance nucléaire déployée atteignait 42 734 MW, soit 69 % de la capacité totale en France.

La tendance baissière des prix est également amplifiée par une consommation électrique réduite. En France, cette diminution est attribuée aux conditions climatiques clémentes de cet hiver, mais aussi à une prise de conscience écologique chez les grands consommateurs industriels, qui adoptent des comportements plus respectueux de l’environnement. On peut également prendre en compte le résultat des démarches de sobriété des citoyens.

Si les prix pour les contrats en 2025 diminuent, ceux des années suivantes, 2026 et 2027, connaissent une baisse encore plus marquée, descendant en dessous des 60 €/MWh au cours de ce mois de février.

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