Le projet français Nuward qui porte sur l’élaboration d’un mini réacteur modulaire mené par EDF va pouvoir continuer à bénéficier du soutien de l’État français. La Commission européenne vient de valider le versement d’une subvention conséquente qui devrait faire avancer le développement de cette technologie.

La France compte sur le nucléaire pour décarboner son mix énergétique. Mais au-delà de la prolongation du parc existant et de la construction de nouveaux réacteurs, le pays mise sur une nouvelle technologique prometteuse : les mini réacteurs modulaires abrégés en SMR pour sa version anglaise (small modular reactor).

Feu vert de la Commission européenne pour une aide XXL

En 2023, EDF a créé une filiale dénommée Nuward qui est chargée du développement du SMR français. Par comparaison avec un réacteur nucléaire classique, le SMR est moins puissant, mais présente la particularité d’être plus facile à construire et moins onéreux. Le projet Nuward porte sur le développement de deux réacteurs de 170 mégawatts (MW) chacun avec l’objectif de mettre en service un prototype avant 2035. À terme, EDF souhaite parvenir à développer cette technologique pour fabriquer des SMR en série au cours des prochaines décennies, pas seulement à destination du territoire français, mais pour le marché mondial.

Afin de bénéficier du soutien financier de l’État, indispensable pour mener à bien le projet, il est nécessaire d’obtenir une autorisation préalable de la Commission européenne. Et cette dernière vient d’autoriser le versement d’une subvention de 300 millions d’euros pour le projet Nuward. Cette aide n’est pas la première accordée par l’État français à la filiale d’EDF puisqu’en décembre 2022, Bruxelles avait déjà donné son feu vert pour l’octroi d’une subvention de 50 millions d’euros.

Le nucléaire gagne du terrain à Bruxelles

Cette nouvelle aide devrait permettre de poursuivre les recherche et développement (R&D) du projet jusqu’en début d’année 2027. Pour valider ce soutien financier de l’État français, la Commission a vérifié que plusieurs critères étaient remplis, parmi lesquels le fait que l’aide avait « des effets positifs qui l’emportent sur toute distorsion potentielle de la concurrence et des échanges dans l’UE ».

Cette décision intervient dans un contexte devenu plus favorable pour l’atome à Bruxelles. Après l’Alliance du nucléaire créée en 2023 à l’initiative de la France et qui rassemble plusieurs États favorables à l’utilisation de l’atome pour la décarbonation de leur mix énergétique, il existe désormais une alliance industrielle européenne des petits réacteurs modulaires. Pour la Commission européenne, cette alliance « est la dernière initiative en date visant à renforcer la compétitivité industrielle et à garantir une chaîne d’approvisionnement solide et une main-d’œuvre qualifiée dans l’UE ».

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La centrale nucléaire de Cattenom en Moselle met en pause son réacteur numéro 1 pour une durée de cent jours. Cette décision, loin d’être une conséquence d’incidents techniques, répond à une surproduction d’électricité en France.

Centrale nucléaire de Cattenom : une surproduction d’électricité inédite

La France connaît actuellement une baisse significative de sa consommation d’électricité. Ce printemps 2024, la production issue des énergies renouvelables telles que les éoliennes et les panneaux solaires a largement suffi à répondre aux besoins, engendrant une surproduction notable. En conséquence, la centrale de Cattenom se voit contrainte de suspendre l’activité de son réacteur numéro 1. Jérôme Le-Saint, directeur de la centrale, précise sur France 3 Lorraine : « C’est une question de gestion optimisée du combustible et de calendrier de maintenance. »

Contrairement à ce que l’on pourrait craindre, l’arrêt temporaire du réacteur n’entraîne aucun chômage partiel parmi le personnel. « La gestion de la production se fait au niveau national et il n’y a pas d’inquiétude pour l’emploi », assure un membre du Comité Social et Économique (CSE). Cette période sera utilisée pour avancer des opérations de maintenance initialement prévues.

Aucune répercussion sur les prix à priori

L’arrêt de ce réacteur, ainsi que celui d’autres centrales en France (Tricastin et Dampierre-en-Burly), pose la question de son impact sur le marché de l’énergie. Cependant, grâce à la performance des énergies renouvelables ce printemps, aucune tension n’est anticipée sur les prix ou la disponibilité de l’électricité. Cet arrêt est perçu non comme une contrainte, mais comme une opportunité d’ajuster les capacités de production aux réalités de la consommation.

Cet arrêt pourrait bien être une répétition générale pour d’autres interruptions planifiées. « Nous avons cent jours pour préparer la centrale à l’hiver prochain », indique Jérôme Le-Saint. Cette gestion anticipative pourrait devenir un modèle pour d’autres centrales en Europe.

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EDF travaille à l’élaboration des chantiers de construction des six nouveaux réacteurs nucléaires EPR2. Pour cela, une étape vient d’être franchie avec une commande d’un montant historique de 8 milliards d’euros auprès de Framatome. Cette commande est destinée à équiper les futurs réacteurs.

Pour réussir sa transition énergétique, la France compte à la fois sur le développement des énergies renouvelables, mais aussi sur le nucléaire. C’est ce que le Président de la République a annoncé lors de son discours de Belfort en février 2022. Côté nucléaire, cela passera par la construction de 6 nouveaux EPR2 dans un premier temps, avec potentiellement 8 supplémentaires par la suite.

8 milliards d’euros de commande pour démarrer le chantier des futurs EPR2

L’énergéticien tricolore a donc du pain sur la planche. Les sites d’installation des 6 nouveaux réacteurs ont déjà été déterminés. Il faut maintenant poser les jalons des futurs chantiers. Pour cela, EDF vient de signer un accord historique avec sa filiale Framatome. Il s’agit d’une commande portant sur l’achat de 6 cuves et de plusieurs générateurs de vapeur. Cette transaction est remarquable au niveau de son montant, soit 8 milliards d’euros réglés sur les fonds propres d’EDF avec un engagement initial de 2 milliards d’euros.

Ce chiffre n’est pas anodin dans le coût total des travaux. Le financement des chantiers des futurs EPR2 a d’ailleurs déjà fait grincer des dents puisque le montant initialement calculé en 2022 à 51,7 milliards d’euros a grimpé à 67,4 milliards d’euros en 2024. À noter que le détail du financement de ce nouveau programme nucléaire incluant le niveau de participation de l’État devrait être déterminé d’ici la fin de l’année.

Une commande qui est de bon augure pour l’activité de la filière nucléaire

Quoi qu’il en soit, cette commande est une bonne nouvelle pour la filière nucléaire puisqu’elle est la garantie d’une activité soutenue pour les 20 années à venir chez Framatome qui avait déjà anticipé la commande en effectuant les recrutements nécessaires. La construction des éléments commandés pourra ainsi démarrer rapidement. Pour les cuves, le chantier débutera à partir de novembre prochain sur le site du Creusot. Quant aux générateurs de vapeur, ils seront produits dès le mois de mai 2024 au sein de l’usine de Framatome à Saint-Marcel (Saône-et-Loire).

Ces éléments équiperont les réacteurs EPR2 qui seront situés au sein des centrales existantes de Penly (Seine-Maritime), Gravelines (Nord) et du Bugey (Ain). La mise en service de la première paire de réacteurs est attendue pour 2035.

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Les turbines Arabelle vont-elles réellement revenir sous giron tricolore ? Plus de 2 ans après l’annonce du chef de l’État relative au rachat de l’usine de Belfort par EDF, la situation semble être au point mort. Si EDF se fait très discret sur le sujet, un haut cadre de l’électricien français a évoqué le poids du contexte géopolitique actuel sur la transaction.  

En février 2022, lors d’un déplacement à l’usine de production des turbines Arabelle de Belfort, le Président de la République annonçait le rachat de l’usine par EDF, une annonce symbolique après la vente de cette usine à General Electric 8 ans plus tôt. Mais depuis, le silence règne sur le dossier Arabelle. À la fin du mois de mars, Robert Poggi, directeur à l’action régionale du groupe EDF en Bourgogne-France-Comté, s’est laissé à quelques confidences durant une conférence de presse, annonçant que l’avancement du dossier était « une question d’État à État ». Il a ensuite ajouté « Ce n’est plus une question de négociation financière entre GE et EDF, mais plutôt géopolitique entre les États-Unis, la France et la Russie ».

Et pour cause, depuis la déclaration d’Emmanuel Macron, la guerre en Ukraine a bousculé l’échiquier international. Jusqu’à aujourd’hui, les sanctions internationales qui pèsent sur la Russie ne concernaient pas le secteur du nucléaire, mais il est n’est pas impossible que la situation change dans un avenir proche.

La guerre en Ukraine au cœur du problème

À l’échelle de l’usine de Belfort, une combinaison de facteurs pourrait expliquer la complexité de la situation. D’abord, la Russie est l’un des principaux clients de l’usine par l’intermédiaire de ROSATOM, le géant du nucléaire. L’entreprise réalise, actuellement, plusieurs chantiers de construction de réacteurs nucléaires équipés de turbines Arabelle.  C’est notamment le cas pour la centrale nucléaire d’Egypte d’El Daaba, ou encore la centrale turque d’Akkuyu. Alors qu’il possédait l’usine, General Electric a remplacé le logiciel français de commande des turbines Arabelle par son propre logiciel sous brevet américain. Dans ce contexte, si des sanctions étaient mises en place par les États-Unis à l’encontre de la Russie dans le secteur du nucléaire, General Electric pourrait être contraint de ne plus mettre à jour son logiciel de commande, ce qui poserait un problème direct sur la mise en œuvre des turbines. Pour que la situation se débloque, EDF aurait besoin d’une aurait besoin de certitudes de la part de General Electric et du gouvernement américain sur le fait que d’éventuelles sanctions contre la Russie n’impacteraient pas le logiciel de commande.

Derrière cette situation se cache également une guerre économique avec, comme enjeu, le secteur mondial du nucléaire civil. Face aux défis de la transition énergétique, le nucléaire fait face à un regain d’intérêt et les États-Unis comptent bien prendre leur part du gâteau. Pour cela, ce contrôle exercé sur l’usine de Belfort permet au pays de l’Oncle Sam de faire pression à la fois sur la France et sur la Russie. Dans ce même objectif, le pays, qui se fournit en uranium enrichi via ROSATOM, devrait être autonome sur la question à partir de 2025.

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En France, une start-up nommée Jimmy a déposé une première demande d’autorisation pour un mini-réacteur nucléaire.

Mini-réacteur nucléaire : il sera basé à Bazancourt

La start-up Jimmy a soumis une demande d’autorisation auprès du ministère de la Transition écologique pour la construction d’un mini-réacteur d’une puissance de 10 mégawatts. Si approuvé, il alimentera le complexe industriel de Cristanol à Bazancourt. Ce réacteur remplacera les brûleurs à gaz, grands émetteurs de gaz à effet de serre. Il est similaire à une chaudière à combustible nucléaire et ambitionne de révolutionner l’approvisionnement en chaleur industrielle grâce à sa capacité à produire de la vapeur sans émissions de CO2.

Le parcours vers la réalisation de ce projet est encore loin. En effet, un processus d’instruction pourrait durer au moins trois ans sous l’égide de l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN). Cette étape comprend une étude environnementale et une enquête publique, permettant aux parties prenantes de donner leur avis. L’ASN, connue pour sa rigueur, a promis d’adopter une approche encore plus stricte envers les mini-réacteurs.

Le marché des PRM est en pleine expansion

Au-delà de produire de l’électricité, les petits réacteurs modulaires (PRM) visent à répondre aux besoins en chaleur des industries lourdes telles que la chimie, le verre et l’acier. Ils dépendent encore largement des combustibles fossiles. Ce projet illustre l’engagement de la France dans la diversification de son mix énergétique en intégrant des solutions nucléaires de nouvelle génération pour compléter les grandes installations existantes et les sources renouvelables.

Avec plus de 80 projets de mini-réacteurs en développement dans le monde, notamment en Russie et en Chine, le marché des PRM est en pleine expansion. Toutefois, leur succès dépendra de nombreux facteurs, notamment l’acceptation publique, la faisabilité économique et la capacité à répondre aux normes environnementales strictes.

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Ancêtre de l’IRSN (Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire), le SCPRI (Service central de protection contre les rayonnements ionisants) avait à sa disposition d’importants moyens mobiles à déployer en cas d’accident nucléaire. Au cœur de ce dispositif, on retrouvait notamment un véhicule unique au monde : une voiture rail dédiée à la mesure de rayonnements radioactifs. 

En 1986, quelques mois après la catastrophe de Tchernobyl, le SCPRI présentait, en association avec la SNCF, la voiture rail Su SCPRI N°025 « mesure de rayonnements radioactifs ». Ce wagon, commandé par le Professeur Pierre Pellerin au début des années 1980, était censé permettre un déploiement rapide sur les lieux d’un accident nucléaire pour réaliser des mesures radiologiques sur la population. Unique au monde, ce wagon pouvait être envoyé partout en Europe, et plus loin encore : les États-Unis auraient prévu, en cas d’accident nucléaire sur leur sol, d’emprunter le wagon français en le transportant à l’aide d’un avion-cargo géant de type Lockheed C-5  Galaxy.

Un wagon entièrement conçu pour les mesures gammaspectrométriques

Réalisé à partir d’une voiture-restaurant de la SNCF, ce wagon a été conçu pour permettre de réaliser des mesures spectrométriques à grande échelle, à savoir 5000 personnes par jour. À l’époque, la SCPRI dispose de deux véhicules lourds de trente tonnes. Mais chaque véhicule ne peut contrôler que 4 personnes à la fois. Le wagon, lui, rend possible le contrôle de 32 personnes en simultané. À l’intérieur, le wagon se compose de deux rangées de sièges, dont les dossiers sont doublés en plomb. En face de chaque siège, on retrouve un compteur de radioactivité placé dans un collimateur conique en plomb. Celui-ci focalise les rayons vers la personne à contrôler. Les mesures permettent de déterminer la quantité et la nature des radioéléments grâce à des spectromètres électroniques situés dans une cabine en verre, à l’extrémité de la voiture.

L’Intérieur de la voiture rail Su SCPRI N°025 / Image : IRSN

Des moyens toujours importants

La voiture rail a finalement été déséquipée en 2008/2009, sans jamais avoir servi dans un contexte d’accident nucléaire. En cas de situation de crise radiologique, l’IRSN dispose tout de même d’une flotte de 15 véhicules, 4 drones et 6 détecteurs de gros volumes embarquables dans des avions ou des hélicoptères afin de mesurer la radioactivité dans l’environnement. L’institut dispose toujours d’un ensemble de moyens permettant de mesurer la contamination interne des personnes, à l’instar de la voiture rail.  On retrouve ainsi 4 véhicules légers, dits « Boxers », capables de réaliser des mesures sur 4 personnes en simultané, ainsi que 4 véhicules lourds, dits « Shelters », capables de de réaliser des mesures sur 10 personnes en simultané.

Un laboratoire mobile moderne de l’IRSN / Image : IRSN

Enfin, 2 laboratoires mobiles d’anthroporadiométrie sont capables de réaliser des examens plus complexes. L’anthroporadiométrie permet, non seulement, d’identifier les radionucléides présents dans le corps, mais également d’en évaluer l’activité. Ces moyens sont, néanmoins, moins importants qu’auparavant puisque l’IRSN peut réaliser 2 500 mesures par jour contre 5 000 pour le seul wagon n°025 du SCPRI.

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Initialement prévu pour alimenter le réseau électrique dès 2012, l’EPR de Flamanville, d’une capacité de 1.600 mégawatts et classé comme le plus puissant réacteur du monde, a rencontré de multiples obstacles dès le début de sa construction. Peu après le premier coup de pioche, les travaux ont dû être suspendus en mai 2008, suite à des défauts critiques dans la dalle de béton nécessitant des renforcements. Ce n’était que le début d’une série de retards causés par la non-disponibilité récurrente d’équipements essentiels. Ces incessants contretemps ont fait déraper le projet de douze ans.

D’importants retards accumulés et un coût astronomique

Dès le début, le chantier de l’EPR (European pressurized reactor) de Flamanille a été jonché d’embûches. Initialement prévu pour une mise en service en 2012, « ce qui était très optimiste, car les précédents chantiers nucléaires pour la construction des réacteurs de Chooz et de Civaux avaient duré une dizaine d’années », a déclaré Michaël Mangeon, spécialiste de l’histoire du nucléaire dans des propos rapportés par La Tribune. Le projet a été retardé par des problèmes structurels dès 2008. Des anomalies dans l’acier de la cuve et des soudures défectueuses ont entraîné des prolongations incessantes des travaux, révélant des faiblesses majeures dans la gestion et l’exécution.

Le budget initial de 3,3 milliards d’euros a quadruplé, atteignant 13,2 milliards d’euros. Cette explosion des coûts reflète les difficultés techniques et la perte des compétences dans la filière nucléaire française après une période d’inactivité prolongée, contrastant avec les années de construction intensive sous la présidence de Valéry Giscard d’Estaing.

Un réacteur sous haute surveillance

L’EPR de Flamanville est le fruit d’un projet franco-allemand démarré après la catastrophe de Tchernobyl, conçu pour répondre à des standards de sûreté très élevés. Cette conception complexe a rendu la construction particulièrement ardue, mais promet un niveau de sécurité inégalé. L’architecture du réacteur inclut des systèmes de contrôle avancés, destinés à optimiser la gestion de l’énergie et minimiser les risques environnementaux.

Alors que le président Emmanuel Macron annonce la construction de nouveaux réacteurs, Flamanville ne sera pas seulement un test pour la technologie EPR mais aussi un symbole de la relance du nucléaire en France. Avec la mise en service prévue pour cet été, tous les yeux sont rivés sur ce projet qui marquera une étape clé pour l’industrie.

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📣 La phrase : « l’uranium de retraitement est aujourd'hui entreposé en hangar sans aucune perspective réelle d'utilisation. Il devrait donc être comptabilisé comme un déchet nucléaire, pour davantage de transparence sur leur gestion et leurs coûts. »

🗞️ La source : un post de Greenpeace France publié sur X (ex-Twitter) le 16 novembre 2021.
ℹ️ Le contexte : l’uranium de retraitement est un produit du traitement des combustibles usés à la Hague. Sa valorisation est une composante de la stratégie de recyclage du combustible usé en France. La filière de valorisation a été suspendue en 2013, et vient d’être redémarrée en 2024.
⚖️ Le verdict : Il est vrai que la filière de l’uranium de retraitement avait été suspendue lors du post de Greenpeace, conduisant à l’accumulation d’un stock. Toutefois, la filière n’était que suspendue, et l’uranium de retraitement a d’importantes perspectives d’utilisation.

Qu’est-ce que l’uranium de retraitement ?

Après son utilisation dans un réacteur nucléaire, le combustible nucléaire est un objet très radioactif, et dont la composition a changé du fait des réactions nucléaires. En ce qui concerne le combustible usé consommé en France, il fait l’objet, après utilisation, d’un traitement systématique dans l’usine d’Orano à La Hague.

Ce traitement consiste tout d’abord à séparer les matières nucléaires des matériaux de structure. Ces derniers sont ensuite compactés pour être intégrés dans des colis spécifiques destinés au stockage en couche géologique profonde. Les matières nucléaires, quant à elles, font l’objet d’un processus de tri et de recyclage visant à les valoriser.

On trouve dans leur composition du plutonium (1 %), de l’uranium (95 %), le reste étant constitué de substances appelées actinides mineurs (américium, curium, neptunium, …) et produits de fission. Actinides mineurs et produits de fission ne sont pas valorisables dans l’état actuel des technologies disponibles. Ces substances sont donc vitrifiées et destinées, elles aussi, au stockage en couche géologique profonde. Le plutonium est recyclé pour constituer le combustible MOX (pour Mixed Oxide), fabriqué à l’usine de Mélox, en bordure du site de Marcoule. Quant à l’uranium restant, qui constitue près de 95 % de la masse, il est destiné à être valorisé, et c’est précisément ce qu’on appelle l’uranium de retraitement (URT).

Une valorisation dans les réacteurs actuels

L’uranium de retraitement a des caractéristiques proches de celles de l’uranium naturel. Il a donc le même potentiel énergétique que ce dernier, et il constitue donc une ressource importante. Il peut être réenrichi pour produire de nouveaux combustibles nucléaires destinés aux centrales existantes, combustible alors appelé uranium de recyclage enrichi (URE).

Historiquement, la France a effectué l’enrichissement de l’uranium naturel dans l’usine George Besse, située sur le site de Tricastin. Cette usine utilisait le procédé de diffusion gazeuse, un procédé relativement monolithique qui n’était pas utilisable pour l’uranium de retraitement. En effet, si ce dernier est proche de l’uranium naturel, il comporte néanmoins quelques isotopes de l’uranium qui se seraient ensuite disséminés dans l’ensemble de l’uranium enrichi, ce qui n’était pas souhaitable.

L’opération était donc réalisée en Russie : l’uranium de retraitement était expédié à l’usine de Seversk, filiale de Rosatom située en Sibérie. Il y était enrichi, puis était retourné en France pour être consommé dans les réacteurs du parc actuel. Ce fonctionnement a perduré de 1994 à 2013, avant d’être suspendu. Puis avant de redémarrer, très récemment. C’est en effet, en février 2024, que le réacteur n°2 de la centrale de Cruas-Meysse a démarré avec une première recharge d’uranium de recyclage enrichi.

Des perspectives importantes pour l’uranium de retraitement

Aujourd’hui, les 4 réacteurs de la centrale de Cruas-Meysse sont d’ores-et-déjà certifiés pour recevoir de l’uranium de recyclage enrichi. D’ici 2027, EDF souhaite étendre son utilisation aux réacteurs de 1300 MW des centrales de Cattenom et de Paluel. Puis d’ici 2030, l’énergéticien espère être en mesure d’utiliser 30 % d’uranium de retraitement dans ses centrales.

Par ailleurs, l’usine George Besse, qui ne pouvait effectuer l’enrichissement de l’uranium de retraitement a été arrêtée en 2012. Elle a été remplacée depuis lors par l’usine George Besse II. Cette dernière bénéficie d’un procédé d’ultracentrifugation, plus modulaire, qui permet le réenrichissement de l’uranium de retraitement. Et ce, sans passer par les installations russes.

Enfin, outre l’usage en tant qu’uranium de recyclage enrichi dans les centrales actuelles, l’uranium de retraitement peut être utilisé dans des réacteurs de Génération IV dans le cadre de cycles de surgénération. Dans ce type de réacteurs, la partie non fissile de l’uranium peut être transformée en isotopes fissiles, démultipliant ainsi l’énergie disponible, d’un facteur compris entre 50 et 100 fois. Si bien que le stock d’uranium de retraitement est considéré par les autorités françaises non comme un stock inutile, mais comme une réserve stratégique précieuse.

Une ressource ou un déchet ?

Au moment du Tweet de Greenpeace, le 16 novembre 2021, il peut être factuellement affirmé que l’uranium de retraitement n’était utilisé dans aucun réacteur français ; en effet la filière avait été suspendue de 2013 à 2024. Par ailleurs, les réacteurs français susceptibles d’utiliser l’uranium de retraitement en surgénération, à savoir Phénix et Superphénix, avaient eux aussi été arrêtés, respectivement en 2009 et en 1997. Le projet Astrid, qui devait prendre leur relève, avait été lui aussi arrêté en 2019.

Dans l’intervalle, il est donc vrai également qu’un stock d’uranium de retraitement s’est accumulé. Ce stock s’accroit de 1000 t par an, et a atteint environ 20 000 t. Toutefois, il est faux d’affirmer qu’il n’existait aucune perspective réelle, pour preuve le redémarrage de la filière de l’uranium de retraitement en 2024. Ce genre de changement ne s’improvise pas et les études avaient démarré bien avant. Par ailleurs, cela revient à négliger le progrès significatif pour la filière française que constitue l’usine d’enrichissement de George Besse II et sa capacité à réenrichir l’uranium de retraitement.

Quand est-ce qu’une matière nucléaire est une ressource ou un déchet ? Faut-il considérer que la suspension d’une filière pendant une dizaine d’années est constitutif de l’absence de « perspective réelle » ? Là est le nœud de la question. Pour Greenpeace, historiquement opposé au nucléaire, la réponse est oui. L’Autorité de sûreté nucléaire française considère quant à elle : « que la valorisation d’une matière radioactive peut être considérée comme plausible si l’existence d’une filière industrielle d’utilisation de cette matière est réaliste à un horizon d’une trentaine d’années, et que cette valorisation porte sur des volumes cohérents avec les stocks de matière détenus et prévisibles. […] En tout état de cause, l’absence de perspective d’utilisation à l’horizon d’une centaine d’années doit conduire à requalifier la substance en déchet. ».

Dix ans ? Ou trente ans ? Ou cent ans ? Ce sont des débats qui peuvent parfois paraître byzantins. Au-delà de la recherche d’une valeur exacte à l’année près qui n’aurait de toute façon aucun sens, il traduit un point qui n’est pas sans intérêt : il n’est pas tout à fait faux de dire que sans projet concret de valorisation, il est difficile d’affirmer qu’un déchet est une ressource. Toutefois, le redémarrage de la filière en 2024 permet sans doute de clore ce point. Pour un certain nombre d’années.

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L’année 2023 met en lumière une hausse importante des impayés des factures d’électricité. Face à l’explosion des prix, les ménages ont de plus en plus de mal à payer. Le médiateur de l’énergie se positionne en faveur d’un arrêt des coupures.

Une explosion des factures d’électricité impayées

En 2023, le nombre d’interventions pour impayés de factures d’énergie a atteint un seuil critique. Désormais, elles dépassent le million, soit une augmentation de 3 % par rapport à l’année précédente et de 49 % depuis 2019. Cette situation alarmante est le reflet d’une détresse croissante parmi les consommateurs français. Ces derniers peinent de plus en plus à régler leurs factures d’énergie. Olivier Challan Belval, le médiateur national de l’Énergie, souligne que ce chiffre est le plus élevé enregistré depuis la mise en place du suivi par cette autorité indépendante en 2015. Parmi ces interventions, une part significative aboutit à des coupures d’électricité et de gaz. Néanmoins, les fournisseurs limitent la puissance des compteurs plutôt que de procéder à des coupures totales.

Cette tendance à limiter plutôt qu’à couper l’énergie résulte d’un changement dans les pratiques de certains fournisseurs, mais aussi de nouvelles réglementations. Cependant, même avec ces limitations, le nombre de coupures fermes reste élevé, avec 178 000 coupures d’électricité et environ 87 300 coupures de gaz signalées en 2023. Ces chiffres mettent en lumière la précarité énergétique de nombreux ménages.

Appel à l’interdiction des coupures d’énergie

Face à cette crise grandissante, le médiateur national de l’Énergie, plaide pour une interdiction complète des coupures d’énergie. Cette mesure radicale vise à protéger les consommateurs les plus vulnérables. Cet appel vise à faire prendre conscience de la détresse des ménages face à l’inflation énergétique.

Cette initiative soulève un débat plus large sur les responsabilités sociales des fournisseurs d’énergie et sur les politiques énergétiques nationales. Reste désormais à voir si les pouvoirs publics vont s’emparer ou non du sujet.

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EDF s’engage dans l’avenir de l’énergie nucléaire avec Framatome par un contrat monumental de 8 milliards d’euros destiné à équiper les nouveaux réacteurs EPR2. Ce partenariat stratégique souligne l’ambition de la France de renforcer sa capacité énergétique et sa souveraineté.

EDF : un contrat astronomique pour préparer le terrain de ses réacteurs EPR2

EDF et Framatome ont signé un contrat historique de 8 milliards d’euros pour les équipements des réacteurs EPR2. Ce partenariat illustre la volonté d’EDF de préparer le terrain pour une transition énergétique durable. Ces investissements comprennent l’acquisition de six cuves et de générateurs de vapeur essentiels à la production d’énergie. Ces composants, qui sont au cœur de la production nucléaire, jouent un rôle vital dans l’efficacité et la sécurité des nouvelles installations.

L’annonce de ce contrat a été accueillie avec enthousiasme par les syndicats et les travailleurs. Selon Alexandre Crétiaux de la CFDT à Les Échos, cette commande garantit une activité soutenue pour les usines de Framatome pour les deux prochaines décennies, rappelant le dynamisme des années 1980. Ce projet devrait également stimuler des investissements significatifs et des recrutements au sein de la supply chain nucléaire, renforçant ainsi l’écosystème industriel français dans ce secteur stratégique.

Un fort engagement dès 2024

Les générateurs de vapeur seront produits dès mai 2024 à Saint-Marcel, tandis que les cuves démarreront en novembre 2024 au Creusot. Cette anticipation technique montre la capacité de Framatome à planifier et à exécuter des projets d’envergure. Cela est essentiel pour respecter les délais de mise en service des réacteurs tout en garantissant les standards de sécurité les plus stricts.

Le financement de ces infrastructures majeures est assuré par les fonds propres d’EDF, avec un engagement initial de près de 2 milliards d’euros. L’engagement total atteindra 3 milliards d’euros d’ici à la fin de l’année 2024. Ces chiffres soulignent l’importance de l’autofinancement dans les stratégies à long terme d’EDF.

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Peu connue du grand public, TechnicAtome joue pourtant un rôle pivot dans la stratégie énergétique et de défense de la France. Cette entreprise spécialisée dans les programmes de chaufferie à propulsion nucléaire est aujourd’hui au centre de projets d’envergure nationale tant dans le domaine de la défense que civile.

TechnicAtome pilier de la défense nucléaire français

C’est une excellente nouvelle pour l’industrie nucléaire française. TechnicAtome, spécialiste dans le secteur de la chaufferie nucléaire navale, croule sous les commandes. Cette dernière affiche un carnet de commandes de 1,8 milliard d’euros d’ici à 2030, ce qui équivaut à une hausse de 6,8% par rapport à l’année précédente. « Depuis 2020, nous enregistrons une croissance de l’ordre de 10% de notre chiffre d’affaires et une hausse de 5% en moyenne de nos effectifs, à 2 100 personnes en 2023 », résume Loïc Rocard, le PDG de TechnicAtome. Cette progression de ses activités est principalement alimentée par des contrats signés avec l’État pour la construction de 9 réacteurs à propulsion nucléaire d’ici à 2050. La France étant l’un des seuls pays disposant de la technologie et de la technique liée à la maintenance des chaufferies à propulsion nucléaire. De ce fait, elle ne vit que des commandes françaises de l’État.

Parmi ces réacteurs, trois sont destinés aux trois prochains sous-marins nucléaires (SNA) de classe Barracuda, quatre aux sous-marins lanceurs d’engins de troisième génération (SNLE 3G) et enfin deux pour le prochain porte-avions qui remplacera le Charles-de-Gaulle qui est en service depuis 1998. Des premiers essais en mer sont prévus d’ici à 2036-2037.

Des commandes du CEA pour le civil

Bien que 83% des activités de TechniAtome soient destinées au secteur de la défense, ses commandes ne se limitent pas à celui-ci. TechniAtome s’est en effet associé avec Framatome, le CEA et EDF, qui détient par ailleurs plus de 9% du fleuron français, dans le projet Nuward qui vise à développer des petits réacteurs compacts SMR.

Le CEA a par ailleurs attribué la charge de la rénovation de son centre de recherche nucléaire de Cadarache (Bouches-du-Rhône) qui existe depuis les années 1960 et qui dispose du plus grand réacteur à fusion nucléaire expérimentale au monde.

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Quatorze ans après sa mise hors service suite à la catastrophe de Fukushima, le sort de la plus grande centrale nucléaire au monde n’est toujours pas fixé. Si les travaux de chargement de combustible ont pu commencer, les autorités locales n’ont, elles, pas donné leur accord pour une éventuelle remise en service. 

TEPCO (Tokyo Electric Power Company) pensait peut-être voir la lumière au bout du tunnel. En début de semaine, l’énergéticien japonais annonçait – enfin – le chargement en combustible du réacteur n° 7 de sa centrale de Kashiwazaki-Kariwa, après 14 années d’arrêt. L’espoir n’aura pourtant été que de courte durée puisque quelques jours plus tard, l’entreprise informait dans un communiqué l’arrêt des opérations à cause d’une défaillance technique sur un équipement de chargement.

Si cet incident ne poserait aucun problème de sécurité, il vient s’ajouter à la longue liste des déconvenues qu’a subies TEPCO depuis l’arrêt de la centrale en 2012, suite de la catastrophe de Fukushima. À l’époque, l’entreprise avait procédé à des travaux de mise à niveau comprenant notamment la surélévation d’une digue de 800 mètres de long, et la reconstruction d’un réservoir de stockage de débordement radioactif. En 2021, à l’issue de ces travaux, l’Autorité de réglementation du nucléaire (NRA) avait publié un rapport mettant en évidence de graves infractions à la sécurité, reportant ainsi de manière indéfinie le redémarrage de la centrale. Ce problème de sécurité aurait été causé par un employé ayant oublié, sur le toit de sa voiture, des documents confidentiels relatifs à la sécurité de la centrale !

En décembre 2023, la NRA a finalement levé l’interdiction opérationnelle de l’usine, permettant théoriquement son redémarrage. Néanmoins, le sort de la centrale est encore loin d’être fixé puisque le gouvernement local n’a pas donné son feu vert.

L’histoire mouvementée de la centrale de Kashiwazaki-Kariwa

En 2007 déjà, la centrale avait essuyé un tremblement de terre de magnitude 6,6, dont l’épicentre se trouvait à seulement 19 km du site. À l’époque, les réacteurs s’étaient automatiquement coupés par mesure de sécurité. Il aura fallu près de 16 mois d’évaluation complète de la centrale, et un travail poussé sur la compréhension de l’activité sismique du site pour en permettre le redémarrage. Finalement, seuls 4 des 7 réacteurs seront redémarrés entre 2009 et 2010 avant d’être de nouveau arrêtés à partir de 2011, suite à la catastrophe de Fukushima.

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EDF a pris la décision d’arrêter cinq réacteurs nucléaires le week-end dernier, en raison d’une forte baisse de la demande d’électricité faisant chuter les prix. Une aberration qui montre que le réseau n’est toujours pas en mesure de valoriser la production excédentaire des centrales bas-carbone : nucléaire, éolien et solaire.

La France tourne la page de la crise de l’énergie : nos réserves hydrauliques se portent bien et notre parc nucléaire va mieux, après les arrêts inopinés de nombreux réacteurs et les retards pris dans les opérations de maintenance avec la crise sanitaire. Pour preuve, le prix de l’électricité sur le marché de gros est en chute libre. Cette situation s’explique également par le développement des énergies renouvelables qui permet de bénéficier d’un afflux de production d’électricité, dès que le soleil est radieux, comme c’est le cas en ce début de printemps.

Un réseau inadapté aux fortes productions issues des énergies renouvelables

Mais cette hausse de la production d’électricité issue des énergies renouvelables combinée à une baisse importante de la demande peut aussi perturber le réseau, lequel doit en permanence conserver un équilibre parfait entre l’offre et la demande. Ce week-end, les températures anormalement élevées ont anéanti les besoins de chauffage. La consommation nationale a chuté à des niveaux comparables à un dimanche de juillet. En parallèle, les parcs solaires ont tourné à haut régime, atteignant un pic à 10,7 GW dimanche à 13h15. En conséquence, le prix de l’électricité sur le marché spot en France est resté négatif, plongeant à un minimum de -39,89 €/MWh.

Pour maintenir la balance à l’équilibre entre offre et demande, EDF a donc dû arrêter 5 réacteurs nucléaires. Les sites concernés sont ceux de Dampierre 4 (890 mégawatts [MW]), Golfech 2 (1 310 MW), Paluel 4 (1 330 MW), Tricastin 1 et 3 (915 MW chacun). Tous ont été déconnectés du réseau samedi matin pour être reconnectés dimanche soir, à l’exception du réacteur Tricastin 1 remis en route mardi soir.

La courbe de production du réacteur n°2 de la centrale nucléaire de Golfech, le week-end du 13 au 14 avril 2024 / Energygraph.

Au total, 5,4 GW ont été concernés par cette coupure. On peut toutefois s’interroger sur ces arrêts qui risquent de se renouveler à mesure que le déploiement des énergies renouvelables s’accélère. Le réseau ne semble pas encore tout à fait prêt à accueillir ces nouveaux modes de production décentralisés dont la production dépend des conditions climatiques et n’est pas corrélée aux besoins. Pourtant, déconnecter des réacteurs nucléaires qui produisent une électricité décarbonée apparaît comme un gâchis alors même que ces arrêts sont coûteux.

Des solutions existent pour utiliser le surplus de production électrique

Il est surprenant que des solutions ne soient pas déployées pour valoriser le surplus de production électrique, dans le contexte actuel de décarbonation. Faute de demande, des moyens de production bas-carbone sont aujourd’hui bridés, alors qu’ils pourraient se substituer aux énergies fossiles.

Une des pistes pour soutenir la demande est le déploiement du véhicule électrique. Il constitue une des solutions pour gérer le surplus de production puisque la recharge est un moyen de stockage. Pour l’heure, le prix élevé à l’achat et les difficultés d’accès à la recharge privée dans certaines zones du territoire constituent un frein pour beaucoup d’automobilistes.

Il conviendrait également d’accélérer la décarbonation de l’industrie pour augmenter son électrification. Grâce aux systèmes de stockage de grande ampleur tels que les STEP et les méga batteries, ils pourraient bénéficier en semaine d’une électricité à bas-coût stockée les week-ends de faible demande, par exemple.

Par ailleurs, le recours à l’hydrogène constitue aussi une autre solution qui permettrait de valoriser un excédent de production, et d’éviter ainsi les arrêts de tranches des réacteurs nucléaires. La filière est en plein développement, notamment avec la construction prochaine d’usine d’hydrogène vert qui devrait voir le jour au Havre en 2028, avec le soutien financier de l’État. Enfin, le surplus de production électrique devrait pouvoir faire l’objet d’un stockage à très grande échelle.

Pour cela, des moyens de stockage massif devraient être développés rapidement. Si certains pays ont déjà pris les devants en investissant dans les batteries et les stations de transfert d’énergie par pompage-turbinage (STEP), ce n’est pas le cas de la France. Aucun des grands scénarios établis pour l’avenir du mix électrique, que ce soit par l’ADEME ou le gestionnaire de réseau RTE, ne considère le stockage comme une pièce indispensable à la transition énergétique. Pourtant, le stockage participe à rendre le réseau électrique plus flexible.

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La start-up Jimmy propose une solution pour décarboner les grandes industries : remplacer les chaudières à combustible fossile par de petits réacteurs nucléaires modulaires (SMR) qui n’émettent pas de CO₂. Une usine de fabrication de ces SMR devrait s’implanter sur la commune du Creusot (Saône-et-Loire).

Face aux enjeux climatiques, les industriels doivent trouver des solutions pour décarboner leur activité tout en préservant leur compétitivité. Plusieurs procédés sont déjà utilisés dans le secteur pour faire des économies et diminuer les émissions de CO₂ : récupération de la chaleur fatale ou stockage de la chaleur, par exemple.

Le nucléaire à la rescousse de l’industrie pour décarboner son activité

La start-up française Jimmy pourrait bientôt proposer une autre solution intéressante pour les industriels. Il s’agit de fabriquer des SMR en série pour remplacer les chaudières à gaz ou fioul traditionnellement utilisés dans l’industrie pour produire de la chaleur. Ces SMR pourront se brancher directement sur les installations industrielles existantes. Et Jimmy a annoncé récemment que sa plateforme de fabrication de ses générateurs thermiques nucléaires sera implantée en France, sur la commune du Creusot. Créé en 2020, Jimmy se définit comme une « start-up industrielle française qui réinvente l’utilisation de la fission nucléaire pour décarboner la chaleur industrielle ».

Détail des installations prévues au Creusot / Image : Jimmy.

D’ailleurs, l’entreprise se devait de trouver rapidement un site pour implanter sa nouvelle usine puisqu’elle doit livrer son premier client fin 2026. L’usine s’étendra sur 125 000 m² comprenant un atelier de stockage et d’assemblage qui entrera en service en 2025 puis en 2026, un atelier d’assemblage pour l’insertion du combustible dans les cuves. Enfin, un atelier de préparation du combustible devrait être opérationnel en 2028. Le projet nécessite un investissement de 100 millions d’euros et devrait créer à terme environ 300 emplois. L’entreprise est soutenue par l’État qui lui a accordé une subvention de 32 millions d’euros dans le cadre du plan France 2030.

Le boom mondial des SMR face aux enjeux climatiques

Le nucléaire est une des solutions utilisées dans le monde pour décarboner le mix énergétique des États. Mais construire un parc nucléaire prend du temps alors que les enjeux climatiques pressent les États à accélérer leurs actions dans le domaine. C’est la raison pour laquelle la technologie SMR a le vent en poupe dans le secteur du nucléaire. Il s’agit de réacteurs miniatures d’une puissance moindre (entre 50 et 300 mégawatts électriques (MWe) par rapport aux réacteurs traditionnels (entre 900 et 1650 MWe). Mais ils présentent l’avantage d’être moins onéreux et plus rapides à construire. Des dizaines de projets de construction de SMR sont en cours dans le monde, dont le projet Nuward en France.

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La troisième vague d’envoi du chèque énergie débute ce mardi 16 avril 2024. Voici la liste des départements qui sont concernés.

Une vingtaine de départements concernés

Le chèque énergie se présente comme une bouffée d’oxygène pour de nombreux foyers français. Pour l’année 2024, 5,6 millions de Français y sont éligibles, et son montant varie de 48 à 277 euros. Cette initiative, mise en place depuis 2018 par le gouvernement, vise à alléger la charge financière des dépenses énergétiques des ménages les plus modestes.

Conçu pour favoriser l’accès à une énergie abordable tout en encourageant la transition énergétique, ce dispositif permet de régler une partie des factures d’énergie du logement, mais aussi de financer des travaux de rénovation énergétique. La prochaine et dernière vague d’envois est prévue du 22 au 25 avril 2024.

Comment utiliser son chèque énergie ?

• Règlement des factures énergétiques : Le chèque peut être utilisé pour payer les factures de gaz, d’électricité, de fioul, de bois, ou tout autre source d’énergie utilisée pour le chauffage.
• Travaux de rénovation énergétique : faites-vous accompagnez par un professionnel reconnu par l’état.
• Paiement en ligne ou directement auprès des fournisseurs : de nombreux fournisseurs acceptent le chèque énergie directement sur leur site internet.

Et si je ne reçois pas mon chèque énergie ?

Pas de panique ! Si votre chèque énergie n’a pas été réceptionné dans les temps prévus, il est conseillé de patienter quelques jours pour tenir compte des délais postaux. Il est également possible de vérifier son éligibilité via le simulateur disponible sur le site officiel chequeenergie.gouv.fr.

En cas de problème persistant, l’assistance utilisateurs est là pour répondre à toutes vos questions via ce numéro : 0.805.204.805 (appel et service gratuits).

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Mauvaise élève de la classe européenne en matière d’émissions de CO₂, la Pologne entend renverser la tendance en misant sur le nucléaire d’une part et d’autre part sur les énergies renouvelables, avec en particulier l’éolien en mer. Focus sur la stratégie polonaise pour en finir avec sa dépendance au charbon.

La Pologne est à l’avant-dernière place dans le classement des pays d’Europe en matière d’émissions de CO₂ liées à la production d’électricité (2022). En cause, sa forte dépendance au charbon dont il est le plus gros producteur européen avec l’Allemagne. En effet, plus de 60 % de sa production d’électricité est issue du charbon.

La décarbonation du mix électrique passera par le nucléaire en Pologne

Et même si les relations entre la Pologne et la Commission européenne sont régulièrement tendues, et que le gouvernement polonais se montre très difficile en matière d’adoption de nouvelles règles concernant la politique énergétique européenne, le pays avance tout de même dans le domaine. Pour accélérer la décarbonation de son mix électrique, la Pologne a lancé le programme « PEP40 » qui établit sa nouvelle politique énergétique. Dans ce cadre, le pays a décidé de renouer avec le nucléaire civil, avec le projet de construire 2 à 3 centrales d’ici 2043. Les travaux de la première centrale, située à Lubiatowo-Kopalino, doivent débuter en 2026 pour une mise en service à partir de 2033. Elle sera équipée de trois réacteurs d’une puissance de 1 100 MWe.

Pour l’anecdote, la Pologne compte déjà une centrale nucléaire, mais qui est restée inachevée. Située à Zarnowiec, sa construction avait été arrêtée en 1990 à la suite d’un referendum dont le résultat était défavorable à la poursuite des travaux, la population étant marquée par la catastrophe de Tchernobyl quelques années plus tôt.

À noter que la Pologne mise aussi sur les petits réacteurs modulaires (SMR) puisque le pays a donné son accord pour la construction de 24 SMR qui seront répartis au sein de 6 sites et devraient être opérationnels à partir de 2030. En lançant son programme nucléaire, la Pologne espère décarboner sa production d’électricité. Mais la construction de nouvelles centrales prend du temps alors que l’urgence climatique impose d’accélérer le mouvement en faveur de la transition énergétique.

La Pologne entend tirer parti du potentiel éolien de la mer Baltique

Le pays investit donc également dans les énergies renouvelables. Aux côtés du photovoltaïque, l’éolien en mer va se développer dans les années à venir. Pour cela, la Pologne peut compter sur le potentiel exceptionnel de la mer Baltique pour implanter des parcs éoliens en mer. D’autres pays l’ont déjà compris tels que l’Allemagne et le Danemark par exemple. D’ailleurs, à l’été 2022, les pays riverains de la mer Baltique (Danemark, Allemagne, Pologne, Finlande, Suède, Estonie, Lituanie et Lettonie) se sont mis d’accord pour multiplier par 7 leur capacité éolienne offshore d’ici 2030. À l’époque, quelques mois après le début de la guerre en Ukraine, il devenait urgent de se passer du gaz russe dont l’approvisionnement devenait compliqué et de diversifier la production d’électricité.

Du côté de la Pologne, à ce jour, trois projets éoliens en mer sont en cours. Il y a d’abord les trois parcs Baltica qui devraient totaliser une puissance installée de 3,5 gigawatts (GW) avec une mise en service prévue à partir de 2026.

Baltic Power est le deuxième parc éolien en mer qui devrait alimenter la Pologne en énergie décarbonée. Porté par l’entreprise Baltic Power, filiale de la compagnie pétrolière polonaise Orlen, le projet comporte 70 éoliennes pour une puissance totale de 1,2 GW. La mise en service devrait débuter en 2026. Enfin, les parcs MFW Baltyk I, II et III, développés par l’entreprise polonaise Polenergia associée à la société norvégienne Equinor atteindront une puissance de 3 GW. À terme, ce sont plus de 4 millions de foyers polonais qui pourront être alimentés en électricité « verte » grâce à ces trois parcs.

Située à environ 80 km du rivage, la ferme solaire en mer Baltyk III devrait voir sa construction débuter cette année puis une mise en service de la première tranche à partir de 2027. Avec sa capacité de 1 560 MW, le parc Baltyk I est le plus grand parc éolien en construction dans la mer Baltique actuellement. Pour rationaliser les coûts, les trois parcs Baltyk vont partager leurs infrastructures avec par exemple un tronçon commun pour le câble alimentant les trois sites. Selon le PDG de Polenergia, cela « réduira considérablement le processus d’investissement, le rendra plus facile et moins cher ».

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Le gouvernement vient de prendre une décision qui ne manque pas de faire couler beaucoup d’encre. Le mix énergétique du pays ne sera finalement pas débattu au Parlement. Finalement, seul un décret viendra annoncer la programmation de la France pour les prochaines années en matière d’énergie.

Un décret pour fixer les contours du futur mix énergétique

Le gouvernement opte pour l’utilisation d’un décret pour définir le mix énergétique français jusqu’en 2035. Cette démarche provoque une vive réaction parmi les législateurs et les associations. Ce choix, selon le ministre de l’Industrie et de l’Énergie, Roland Lescure, vise à assurer rapidité et efficacité dans la mise en œuvre de la stratégie énergétique. Cette décision signifie que le futur mix énergétique, incluant le nucléaire, les éoliennes et le solaire, ne sera pas soumis à un débat parlementaire mais à une simple consultation publique gérée par la Commission Nationale du Débat Public (CNDP).

Le décret couvrira des aspects variés de la politique énergétique, de la gestion du parc nucléaire existant ou encore de l’expansion significative des capacités en énergies renouvelables. Le gouvernement prévoit notamment de multiplier par cinq la production photovoltaïque et de gaz vert, ainsi que de doubler celle des éoliennes terrestres et de la chaleur renouvelable.

L’énergie, un dossier sensible

La décision de procéder par décret plutôt que par une loi débattue au Parlement suscite des critiques. En effet, certaines ONG et figures politiques y voient une manœuvre pour contourner un débat démocratique. Sans oublier qu’une loi de 2019 stipule que de tels objectifs sont fixés par une loi de programmation. Cette approche soulève des questions sur la stabilité à long terme de la stratégie énergétique. En effet, un décret peut être plus facilement modifiable en cas de changement à l’Élysée.

La polémique ne se limite pas à la méthode de mise en œuvre. Elle touche également au contenu de la programmation. Les détails montrent une forte dépendance aux énergies renouvelables. Sans oublier un maintien significatif du nucléaire, ce qui ne fait pas consensus. Le débat sur la place des éoliennes terrestres illustre également les tensions entre développement durable et acceptation locale.

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Le gouvernement prend les rênes pour définir le futur mix énergétique du pays, privilégiant un décret à une discussion parlementaire. Il définira lui-même les objectifs pour le nucléaire, les éoliennes et les panneaux solaires d’ici à 2035.

Le gouvernement fixe le cap énergétique

Le ministre de l’Industrie et de l’Énergie, Roland Lescure, a tranché : le mix énergétique français ne sera pas le fruit d’un débat parlementaire, mais celui d’un décret. En dépit d’une guerre qui oppose les « anti-nucléaire et les anti-énergies renouvelables », le gouvernement a décidé d’opter pour une méthode rapide et efficace puisque « de toute façon, pour atteindre la neutralité carbone en 2050, on n’a pas le choix, il faut pousser tous les curseurs », explique le cabinet de Roland Lescure sur Ouest France. Une « programmation pluriannuelle de l’énergie » (PPE) est au cœur de cette dynamique. L’annonce fait suite à une consultation déjà réalisée fin 2023, concernant la « Stratégie française pour l’énergie et le climat ».

Pour 2035, l’objectif est clair : augmenter la production électrique bas carbone de 450 à 650 térawattheures. Cela implique une revitalisation du parc nucléaire et un développement massif des énergies renouvelables. Le gouvernement envisage de multiplier par cinq le photovoltaïque et le gaz vert, et de doubler la production d’éoliennes terrestres. En 2035, plus de la moitié de l’énergie consommée dans notre pays devra être décarbonée. Un défi technique autant que sociétal, en prenant en compte les débats entourant les éoliennes terrestres et la réticence à leur expansion.

Entre urgence climatique et stratégie gouvernementale

La démarche du gouvernement suscite des interrogations. Le choix de la rapidité sur la démocratie participative pourrait être perçu comme un écart aux procédures législatives prévues. En effet, une loi de programmation Energie – Climat aurait dû être adoptée avant juillet 2023. Est-ce une stratégie pour éviter des confrontations législatives ou simplement une réponse pragmatique à l’urgence climatique ?

Malgré l’absence de débat parlementaire, le gouvernement assure que des discussions préalables ont déjà eu lieu. Cependant, certains y voient une volonté de contourner d’éventuels obstacles parlementaires, surtout en prévision des élections européennes. De plus, des lois importantes sont toujours à l’horizon, notamment sur la protection des consommateurs d’énergie et la privatisation des barrages hydroélectriques. Le gouvernement semble naviguer entre la nécessité de protéger ses citoyens et le désir de stimuler l’industrie énergétique nationale. Alors que certains saluent la rapidité d’action, d’autres expriment leur déception face au manque de débat public. Un équilibre délicat à atteindre, avec l’horizon de 2035 déjà en vue.

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L’Inde s’est engagée à atteindre la neutralité carbone d’ici 2070. C’est un défi pour cet État encore fortement dépendant du charbon pour sa production d’électricité. Pour parvenir à son objectif, le pays devenu le plus peuplé au monde devant la Chine, mise sur le nucléaire et les énergies renouvelables.

L’Inde connait une forte croissance économique avec une augmentation du produit intérieur brut (PIB) supérieure à 7 % en 2023. C’est aussi le troisième plus gros consommateur d’énergie au monde. Mais le pays fait face à un véritable défi consistant à soutenir cette croissance (la demande en énergie devrait bondir de 35 % d’ici 2030), tout en tenant compte des enjeux environnementaux. En effet, l’Inde n’est pas épargnée par les catastrophes naturelles, telles que les inondations, les épisodes de fortes chaleurs et de sécheresse, les tremblements de terre ou encore les cyclones.

La neutralité carbone envisagée pour 2070

Lors de la conférence sur le climat (COP26) qui s’est déroulée à Glasgow en 2021, le Premier ministre Narendra Modi s’était engagé à ce que son pays atteigne la neutralité carbone d’ici 2070. Pour étudier les moyens permettant d’atteindre cet objectif, un rapport a été établi par l’Institut indien de gestion d’Ahmedabad (IIMA). Cette étude devait déterminer les méthodes permettant de baisser le coût de l’électricité pour les consommateurs et de décrire le mix énergétique à mettre en place pour atteindre la neutralité carbone.

Pour cela, elle établit plusieurs scénarios en fonction des énergies décarbonées considérées et de différents niveaux de croissance économique possibles. S’il n’est pas question que le charbon cède sa place dominante dans le système énergétique indien au cours des 20 prochaines années, la part du nucléaire et des énergies renouvelables va, elle, augmenter au fil des ans.

Le nucléaire associé aux énergies renouvelables pour réussir la transition énergétique en Inde

Ainsi, le rapport mise sur « une production substantielle d’énergie nucléaire en 2070 ». C’est d’ailleurs avec le scénario qui met l’accent sur l’énergie nucléaire (331 gigawatts [GW] d’ici 2070) que le coût de l’énergie sera au plus bas pour les consommateurs. Le pays avait déjà annoncé vouloir multiplier par trois sa capacité de production nucléaire d’ici 2032 en mettant en service chaque année un réacteur nucléaire, pour atteindre 50 000 mégawatts (MW) installés en 2040.

Du côté des énergies renouvelables, l’Inde avance à grands pas, à l’image de ses gigantesques parcs solaires et éoliens accueillis en plein désert du Thar. Elle a dépassé son objectif de 15 % d’électricité d’origine renouvelable en 2020 pour se hisser à un niveau de 20 % à cette date. Le prochain défi sera de parvenir à 50 % d’ici 2030. Plusieurs axes ont été adoptés dans ce but : développement de la filière de production d’hydrogène vert (pour laquelle une feuille de route bilatérale a été signée en octobre 2022 avec la France), accélération du déploiement des parcs solaires et éoliens.

Enfin, pour accompagner le développement des énergies renouvelables, l’Inde mise sur le stockage grâce à des stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) dont la construction est encouragée.

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