Elle n’aura pas tenu plus de six ans. Lancée en 2018, l’usine Systovi de Carquefou près de Nantes va cesser définitivement ses activités, faute de repreneur. Le fabricant français de panneaux photovoltaïques, qui emploie 87 personnes, a été placé en liquidation judiciaire de ce mercredi 17 avril.

Alors que le gouvernement présentait il y a quelques jours un plan de soutien aux usines françaises de panneaux solaires, son action aura été vaine sur le dossier Systovi. Cette entreprise française fondée en 2008 n’a pu résister à la concurrence déloyale des fabricants chinois de panneaux photovoltaïques, malgré de récents et importants investissements dans son usine de Carquefou (Loire-Atlantique). En grande difficulté, la société n’a trouvé aucun repreneur au terme d’un mois de « recherche intensive » dévoile-t-elle par communiqué. Le Tribunal de Commerce de Nantes l’a donc placée en liquidation judiciaire le 17 avril.

« Malgré nos investissements, l’entreprise fait face à l’accélération soudaine du dumping chinois depuis l’été 2023 et les discussions réglementaires en cours en France et en Europe, auxquelles elle a participé depuis des années, n’auront pas d’effet dans un délai compatible avec ses enjeux » explique l’entreprise. Selon Paul Toulouse, son directeur, parmi les « très nombreux contacts ayant manifesté un intérêt pour Systovi, aucun n’a concrétisé d’offre ». Une cinquantaine d’acteurs auraient échangé sans succès, selon le dirigeant.

« Nous sommes très tristes de cette issue et mobilisons dès à présent toute notre énergie pour accompagner du mieux possible les femmes et les hommes qui se sont battus depuis 15 ans pour faire exister le solaire français » annonce Systovi, qui emploie 87 salariés. L’entreprise française n’est pas la seule à souffrir de l’afflux de panneaux photovoltaïques chinois vendus à prix dérisoires et du manque d’attractivité industrielle de l’Europe. Le Suisse Meyer Burger va également fermer les portes d’une des plus grandes usines européennes de panneaux solaires en Allemagne, au profit des États-Unis. En parallèle, de grands projets continuent de se développer, comme celui de giga-usine de cellules photovoltaïques de Fos-sur-Mer (Bouches-du-Rhône), porté par Carbon, et d’HoloSolis à Hambach (Moselle).

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Le flambeau olympique est né ce mardi, à cent jours de la cérémonie d’ouverture des jeux de Paris 2024. Si la flamme n’a pas pu être allumée directement à partir des rayons du soleil en raison de la météo, une astuce a permis d’assurer la tradition millénaire. Le protocole avait prévu l’intermittence de cette énergie renouvelable.

Il y a 2 800 ans, la toute première flamme olympique était allumée grâce au soleil. Les grecs utilisaient le « skaphia », un ancêtre du miroir parabolique actuel, pour concentrer les rayons solaires sur la torche. Ce protocole antique est toujours respecté aujourd’hui, même lorsque le ciel est couvert durant la cérémonie officielle. Le flambeau allumé ce mardi 16 mars à Olympie (Grèce), à cent jours du lancement des jeux de Paris 2024, en a fait l’expérience.

Les rayons solaires n’étant pas suffisamment puissants pour enflammer la mèche en raison de la couverture nuageuse, une flamme de réserve a été utilisée. Cette dernière a été allumée « un jour de beau temps avant la cérémonie officielle » promet un document du Musée Olympique. « De cette manière, même si le ciel est couvert le jour de la cérémonie, la torche peut être allumée à partir de cette flamme conservée dans une lampe de sécurité ».

🔥 La flamme olympique vient de s'allumer à Olympie, avant les Jeux de Paris 2024 cet été. Elle arrivera à Marseille le 8 mai prochain. pic.twitter.com/xlQAgmatPg

— franceinfo (@franceinfo) April 16, 2024

Quelles énergies pour conserver la flamme tout au long de son parcours ?

Faute de système de stockage adapté, l’intermittence de l’énergie solaire a donc été compensée par une autre énergie, probablement du pétrole lampant (kérosène) d’origine fossile, de l’huile végétale ou de l’éthanol, d’origine renouvelable. Des solutions bas-carbone permettraient toutefois de stocker l’énergie solaire emmagasinée précédemment lors de jours ensoleillés. Par exemple, une centrale solaire à concentration reliée à une batterie thermique serait en mesure d’allumer la flamme par mauvais temps. Autrement, des panneaux photovoltaïques pourraient recharger une batterie électrochimique, qui enflammerait ensuite la torche via un arc électrique.

Lors des relais, les différentes torches utilisent généralement des cartouches de gaz de pétrole liquéfié (GPL), d’origine fossile. En France toutefois, le flambeau carburera au biopropane selon le Comité international olympique. Un combustible renouvelable produit à partir d’huiles végétales ou plus rarement de déchets organiques. Entretemps, il aura voyagé en avion (sic) dans une lampe fermée « de type Davy » utilisant du kérosène ou des « hydrocarbures liquides », précisent les règles de l’Organisation de l’aviation civile internationale pour le transport des « flammes symboliques ».

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Aménager une nouvelle centrale nucléaire à quelques dizaines de kilomètres de Marseille ? « Ce n’est pas une question absurde du tout » estimait Emmanuel Macron dans une déclaration le 28 juin 2023. Le président de la République ouvrait ainsi la voie à une réflexion plus poussée sur le sujet. Mais peut-on vraiment aménager un site de production d’électricité nucléaire dans cette zone ? Un tel projet serait-il pertinent ?

Le sud-est de la France est une « péninsule électrique » : située à l’extrémité du réseau électrique national, elle consomme beaucoup plus d’électricité qu’elle n’en produit. Une configuration qui devient problématique avec l’électrification des usages dans le cadre de la transition énergétique, pour l’industrie autant que les particuliers.

Entre raffineries de pétrole, usines chimiques, aciérie et centrales à gaz, la zone industrialo-portuaire à l’ouest de Marseille est justement l’un des sites les plus émetteurs de gaz à effet de serre en France. Sa décarbonation, via l’électrification, nécessiterait jusqu’à 6 GW de puissance supplémentaire, selon RTE. Le gestionnaire du réseau de transport d’électricité français prépare d’ailleurs la construction d’une nouvelle ligne très haute tension de 400 kV aboutissant dans cette zone. L’objectif de cette ligne est de renforcer la capacité de transmission de courant vers ce croissant industriel long de 24 km qui s’étend de Martigues à Port-Saint-Louis du Rhône en passant par Fos-sur-Mer. Une zone aujourd’hui extrêmement dépendante des combustibles fossiles pour fonctionner.

La zone industrialo-portuaire entre Martigues et Port-Saint-Louis du Rhône intègre plusieurs centrales à gaz / Révolution Énergétique.

Un projet vieux de cinquante ans

Derrière ce projet, il y a une réalité : l’absence, à cet endroit, de centrale capable de produire de très grandes quantités d’électricité bas-carbone en continu. Ce n’est pas faute d’y avoir pensé. En 1974, l’État envisageait d’aménager une centrale nucléaire à Martigues, dans le contexte du « plan Messmer ». Le quartier de Ponteau, qui accueille depuis 1971 une centrale au fioul (remplacée par une centrale au gaz en 2012), était privilégiée. « Le site est prévu pour recevoir, soit en thermique, soit en nucléaire, une extension de 3 500 à 4 000 MW […] » explique un document d’EDF datant de 1972.

Le « rapport d’Ornano », du nom du ministre de l’Industrie en poste à l’époque, évoque également la possibilité de construire une centrale en région Provence-Alpes-Côte-d’Azur. Ce document, qui explore le potentiel d’expansion du nucléaire civil en France, envisage d’ailleurs l’aménagement de 30 à 40 centrales en France pour une puissance totale ahurissante de 170 GW « installées à la fin du siècle ». Finalement, le pays se contentera de 19 centrales pour 63 GW. Pour se faire une idée des ordres de grandeur, le record absolu de consommation en France s’élève à 102,1 GW, atteints le 8 février 2012.

Comme de nombreux autres projets nucléaires en France, la centrale nucléaire de Martigues n’a donc jamais été réalisée. Si les communes concernées s’y étaient rapidement opposées à l’époque, l’État ne semble pas avoir insisté pour mener l’idée à son terme. Mais après 50 ans de sommeil, le projet semble refaire surface. Le 29 juin 2023, alors en visite à Marseille, Emmanuel Macron évoquait le sujet à l’occasion d’un échange avec les acteurs du Grand port maritime.

La transition énergétique ressuscite l’idée d’une centrale nucléaire près de Marseille

L’idée d’une nouvelle centrale nucléaire dans la zone portuaire de Marseille-Fos « n’est pas absurde du tout » lançait le président de la République. « Il est nécessaire de se poser cette question sans tabou, car elle est là, il faut regarder si l’ensemble du bassin économique est prêt à accueillir des tranches et des centrales […] C’est un terrain qui a une vocation en la matière. Pourquoi ? Parce qu’on sait qu’on a aussi un immense sujet de refroidissement des centrales. Et les centrales à venir auront vocation à être beaucoup plus près de la mer » lançait Emmanuel Macron, qui estime que 4 EPR satisferaient aux besoins.

Suivant ces déclarations, le président d’EDF Luc Rémont avait annoncé se pencher sur la question. « Quand le président de la République s’exprime en disant qu’il faut étudier quelque chose, naturellement, nous l’étudierons, évidemment ».  « Il est souhaitable d’étudier d’autres sites que les sites existants […] pas forcément pour du très court terme et, j’ajouterais, pas forcément pour des EPR » avait-il précisé à la presse.

Les contours du projet de centrale nucléaire entre Fos et Martigues restent donc extrêmement flous. Nous avons tenté d’interroger les maires des communes potentiellement concernées : Port-Saint-Louis du Rhône, Fos-sur-Mer et Martigues, mais aucun élu n’a souhaité s’exprimer sur le sujet, manifestement délicat. Le parc naturel régional de Camargue, voisin immédiat, et le Grand port maritime n’ont pas non plus répondu favorablement à nos demandes d’interview. Le maire de Marseille, située à une trentaine de kilomètres, avait, lui, rapidement manifesté son opposition dans les médias. « S’il y a un endroit en France où on ne pourra pas faire un EPR, c’est à Marseille » lançait Benoit Payan, évoquant des risques sismiques et de submersion.

Les industries pétrochimiques de Lavéra à Martigues / Image : Révolution Énergétique.

Quid des risques sismiques et de submersion ?

Mais où cette hypothétique centrale pourrait être construite ? Si la zone est effectivement soumise à un risque sismique « modéré » selon la carte du ministère de la Transition écologique, plusieurs sites nucléaires le sont déjà en France. C’est le cas des quatre centrales implantées en vallée du Rhône, de Civaux (Vienne) et de feu-Fessenheim (Haut-Rhin).

Concernant le risque de submersion marine, la zone industrielle de Fos-sur-Mer semble particulièrement sensible à une élévation d’un mètre du niveau de la mer, comparée au littoral de Martigues, comme le montre cette carte du Bureau de recherches géologiques et minières (BRGM). Si la plupart des marécages seraient inondés, plusieurs vastes terrains resteraient cependant exploitables.

Qu’en est-il du risque de tsunami ? Selon l’Unesco, la probabilité d’une vague géante en Méditerranée est supérieur à 95 % dans les 30 prochaines années. La hauteur de cette vague ne dépasserait pas 2 mètres toutefois. Selon le simulateur du BRGM (réglé à 2,5 m d’élévation), la zone industrielle de Fos-sur-Mer serait cette fois presque entièrement inondée. À l’inverse, les côtes martégales, où se trouve notamment la centrale thermique de Ponteau, apparaissent à nouveau peu affectées par un tel phénomène.

Aménager une centrale nucléaire en bord de mer n’est pas rare : quatre centrales se trouvent au ras de l’océan en France. Certaines sont même aménagées sur des sites à la géologie particulièrement accidentée, comme Penly, Paluel (Seine-Maritime) et Flamanville (Manche), prises en étau entre mer et falaise. Avec sa côte rocheuse, Martigues semble à priori plus adaptée pour accueillir ce type de centrale.

Un des sites à étudier pourrait d’ailleurs ne pas être celui de la centrale thermique actuelle de Ponteau. Car, avec une superficie d’environ 40 hectares (ha), le potentiel du terrain paraît limité. Les centrales nucléaires côtières nécessitent bien plus de surface que cela : Paluel et ses 4 réacteurs occupe environ 180 ha, les 3 tranches de Flamanville 95 ha et les 2 réacteurs de Penly 94 ha en intégrant ses 2 réservations pour de futurs réacteurs.

La centrale thermique de Ponteau à Martigues / Image : Révolution Énergétique.

Combien de réacteurs construire et quelle technologie retenir ?

Selon l’ingénieur et membre de l’association Les voix du nucléaire Benjamin Larédo, un vaste terrain d’environ 200 ha situé à 1,5 km au sud serait plus adapté pour recevoir l’hypothétique centrale nucléaire de Martigues. « Le terrain est surélevé par rapport au niveau de la mer, il y a de la place et il est plus à l’écart des usines chimiques » nous explique-t-il. « Il a un accès beaucoup plus ouvert sur la mer, donc pour les prises d’eau et la dilution des rejets thermiques et chimiques, c’est beaucoup mieux [qu’une implantation dans la zone entre Fos-sur-Mer et Port-Saint-Louis du Rhône, NDLR] » ajoute-t-il.

Cette grande superficie permettrait d’accueillir les deux paires d’EPR (soit 4 réacteurs de 1 650 MW chacun) promues par son association. Selon un calcul effectué par Les voix du nucléaire, la région Provence-Alpes-Côte-d’Azur pourrait devenir exportatrice d’électricité tout en décarbonant son industrie, en optant pour 4 EPR en complément de son importante production solaire, hydraulique et éolienne en mer.

À droite : superposition à l’échelle de la centrale nucléaire de Paluel sur la zone suggérée par l’ingénieur des Voix du nucléaire Benjamin Larédo / Image : Révolution Énergétique, carte Google Earth, modifiée par RE.

« Il faut quelque chose de costaud » nous confirme Ludovic Leroy, un ingénieur œuvrant notamment dans la pétrochimie, qui connaît bien la zone. « Deux paires d’EPR, ça ne me parait pas délirant ici » estime-t-il. « Les industriels sont dans une dynamique de décarbonation qui passe par l’électrification. Ils ont tous des projets de production ou d’utilisation d’hydrogène vert. Fos est d’ailleurs pressenti comme un hub de l’hydrogène. Si vous avez une offre d’électricité décarbonée qui vient s’installer ici, c’est sûr que ça va jouer un rôle dans leur stratégie de décarbonation » explique l’expert, qui évoque les difficultés rencontrées par plusieurs industriels de la zone pour réaliser leurs projets de transition énergétique, faute de production locale suffisante.

Ludovic Leroy mentionne également les SMR, ces petits réacteurs nucléaires en kit toujours en cours de développement, qui pourraient être directement installés dans les sites industriels. « La pétrochimie est intéressée pour intégrer des SMR. Toute la fonction chauffe se fait aujourd’hui dans des fours au gaz naturel. Il y a des développements en cours pour passer sur des fours de cracking électriques. Si vous prenez un SMR de 80 MW, ça collerait très bien avec les besoins d’un vapocraqueur » estime-t-il.

Quel coût pour une nouvelle centrale nucléaire près de Marseille ?

À partir du montant prévisionnel des 6 futurs EPR en projet en France (qui seront construits sur des centrales existantes), on peut estimer autour de 45 milliards d’euros le coût d’une nouvelle centrale nucléaire composée de 4 réacteurs. Un investissement colossal, à comparer évidemment à la production monumentale que l’on peut espérer d’une telle installation : environ 42 TWh annuels, si l’on se base sur les performances de l’EPR d’Olkiluoto en Finlande. Au prix moyen attendu de l’électricité nucléaire (70 €/MWh), voilà de quoi espérer obtenir près de 3 milliards d’euros de recettes annuelles.

Pour générer autant d’énergie avec des éoliennes en mer, il faudrait installer l’équivalent de 28 parcs comme celui de Saint-Nazaire, qui a produit 1,5 TWh en 2023. Ce dernier, d’une puissance de 480 MW, a coûté 2 milliards d’euros. De rapides estimations, qui ne prennent pas en compte le coût tout aussi élevé du stockage d’énergie nécessaire pour compenser les variations de puissance de l’éolien. Car produire de l’hydrogène vert — utile notamment pour fabriquer de l’acier bas-carbone — à partir de sources d’énergie intermittentes, semble plus complexe qu’imaginé. Côté nucléaire, nous ne considérons pas non plus le coût de production, recyclage et stockage du combustible, ni d’éventuels dérapages de budget, qui ne sont pas rares dans cette filière.

Au-delà du coût, il resterait à convaincre élus et populations locales d’accepter l’implantation d’une centrale nucléaire proches de leurs logements et lieux de baignade favoris. La zone est assez densément peuplée : plus de 80 000 personnes résident dans un rayon de 10 km autour de Martigues et près de 2 millions de personnes dans un rayon de 50 km. Si le projet se concrétisait, il nécessiterait un important travail pédagogique et une forte volonté politique pour le mener à terme.

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Depuis quelques mois, un large choix de boîtiers électroniques destinés aux abonnés de l’offre d’électricité Tempo d’EDF apparaît sur le site de petites annonces Leboncoin. Fabriqués artisanalement par des passionnés, ces appareils permettent de consulter rapidement la « couleur » du jour, afin de mieux maîtriser ce contrat complexe. Certains proposent même des délesteurs, pour couper automatiquement les appareils énergivores durant les « jours rouges ». Un marché de niche laissé libre par EDF, depuis qu’il a cessé de distribuer ses propres boîtiers.

L’option « Tempo » du tarif bleu d’EDF est actuellement l’un des contrats d’électricité les plus économiques. Cette offre complexe se décline en six tarifs, qui diffèrent selon les heures pleines en journée, les heures creuses nocturnes et la « couleur » du jour. Le prix de l’électricité est très bas durant les jours « bleus », un peu plus coûteux lors des jours « blancs », mais extrêmement cher durant les heures pleines des jours « rouges » (lire notre article pour tout savoir sur l’option Tempo). Ce contrat permet de récompenser les abonnés pour leur effort de sobriété lors des jours « rouges » qui sont généralement activés l’hiver lorsque le réseau électrique est tendu.

Chaque saison, un maximum de 22 jours « rouges » peuvent être placés en semaine, entre le 1ᵉʳ novembre et le 31 mars. L’abonné Tempo a tout intérêt d’être alerté de la survenue d’un jour « rouge », le tarif passant de moins de 0,20 €/kWh à près de 0,80 €/kWh lors des heures pleines. Au lancement de l’option Tempo en 1998, EDF distribuait à ses clients des boîtiers indiquant la couleur du jour au moyen de LED et d’un signal sonore pour les jours « rouges » (lire notre article). Aujourd’hui, la mission a été transférée aux applications smartphones et alertes mails et SMS.

Toutefois, un certain nombre d’abonnés à l’option Tempo souhaitent toujours disposer d’un moyen physique leur permettant de connaître la couleur du jour et celle du lendemain, sans passer par son téléphone ou ordinateur. EDF ne répondant plus à cette demande depuis l’arrêt de la distribution des petits boîtiers à LED, une poignée de passionnés à pris le relais. À la rédaction de cet article, nous comptions pas moins de 7 boîtiers Tempo différents fabriqués « artisanalement », vendus entre 32 et 110 € sur le site de petites annonces Leboncoin. Parmi ceux-ci, 5 appareils sont de simples écrans indiquant les couleurs Tempo et 2 des délesteurs, qui permettent de couper automatiquement l’alimentation d’appareils très consommateurs durant les heures pleines des jours rouges.

« Disposer de l’information en un coup d’œil, sans effort »

Nous avons contacté ces bricoleurs à priori expérimentés, afin de connaître leurs motivations à concevoir et commercialiser ces boîtiers. « L’idée de ce projet m’est venue d’un constat simple au sein de mon foyer : malgré notre volonté de réduire notre consommation énergétique, nous n’avions pas toujours le réflexe de vérifier la couleur du jour. Ce boîtier est donc né de la nécessité de rendre cette information accessible et visible de tous, au quotidien, afin d’éviter les pics de consommation lors des jours rouges, où l’énergie est la plus chère », nous explique Mehdi, qui a conçu un boîtier en résine imprimé en 3D, aux allures de smartphone. « Je suis convaincu que cette solution peut aider de nombreux foyers à mieux gérer leur consommation d’énergie, en offrant une visualisation claire et instantanée des moments les plus opportuns pour utiliser leurs appareils énergivores » affirme-t-il.

Diverses annonces vendant des afficheurs Tempo sur Leboncoin.

Philippe, qui a conçu le boîtier « Montempo » dit adresser son produit « à des personnes qui sont elles-mêmes peu connectées et/ou souhaitent disposer de l’information en un coup d’œil, sans effort ». « Certaines personnes en demandent plusieurs pour les installer dans 2 pièces de la maison ! L’outil a vocation à passer le message sur la couleur du jour Tempo à venir à toute la famille » détaille cet ingénieur à la retraite.

Bernard, qui a imaginé le petit cube « Tempobox » a d’abord fabriqué un exemplaire pour ses propres besoins. « Étant abonné à l’option Tempo de chez EDF, je voulais avoir en permanence, de manière visible, les informations liées à ce contrat » argue cet informaticien, qui a également créé une application smartphone dédiée à l’option Tempo. Florian, quant à lui, dit avoir conçu son boîtier pour un proche. « À la base, je l’ai fait pour le Noël de mon père. C’est un moyen simple et visuel d’afficher l’information. Puis je me suis dit que ça pouvait intéresser d’autres personnes. »

Détail de certains des boîtiers Tempo vendus sur Leboncoin.

Plus de 200 boîtiers Tempo artisanaux vendus

La plupart de ces boîtiers utilisent une carte ESP-32. Du matériel reconnu « pour sa stabilité, sa capacité de connectivité Wi-Fi et sa facilité de programmation » nous explique Mehdi. « Elle constitue une base solide pour développer un appareil connecté, fiable et efficace. ». Ce passionné affirme utiliser « une API (une interface de programmation d’application, NDLR) dérivée de celle de RTE ». « L’API officielle de RTE nécessitant une authentification complexe, j’ai préféré opter pour une solution plus accessible, tout en garantissant la fiabilité et l’actualité des informations transmises » détaille-t-il.

Car ces appareils, qui communiquent tous via Wifi, récupèrent les informations publiées d’abord par RTE, aux alentours de 7h, puis par EDF entre 11h et 12 h. Le défi est donc d’obtenir les données de RTE, qui permettent aux utilisateurs d’être informé plus tôt de la couleur du lendemain. Tous les boîtiers artisanaux vendus sur Leboncoin n’ont ainsi pas le même horaire de mise à jour de la couleur.

Si les caractéristiques sont très différentes d’un boîtier à l’autre, certains affichant aussi le « saint » du jour, d’autres le nombre de jours restants pour chaque couleur, parviennent-ils à trouver preneur ? Parmi les créateurs qui ont accepté de nous communiquer leurs ventes, nous comptabilisons plus de 200 unités écoulées. Le plus grand succès reviendrait à l’« afficheur Tempo », l’un des premiers boîtiers Tempo artisanaux mis sur le marché. 150 exemplaires ont été vendus depuis le lancement fin 2023, selon son concepteur, un professeur de mathématiques, qui se dit avoir « été contraint de [se] déclarer en micro entrepreneur face au grand nombre de demandes ». Les boîtiers concurrents revendiqueraient chacun entre 2 et 20 ventes, d’après leurs créateurs.

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« Tanika », c’est en quelque sorte le nom de code donné à la première station de transfert d’énergie par pompage (STEP) marine de France. L’installation prévue sur l’île de La Réunion doit aider à mieux exploiter la production locale d’électricité d’origine renouvelable et réduire l’utilisation des énergies fossiles. Mais EDF reste très discret sur les contours du projet.

En créole réunionnais, un « tanika » désigne un récipient destiné à transporter de l’eau. Un nom parfaitement trouvé pour le premier projet de stockage d’énergie par STEP marine en France. Car le concept repose sur la création d’un réservoir artificiel rempli d’eau de mer, perché à plusieurs centaines de mètres au-dessus de l’océan. L’idée est de pomper l’eau de l’océan Indien durant les pics de production solaires et éoliens afin de remplir le réservoir, à l’image d’une batterie qui se recharge. Puis, selon les besoins du réseau, l’eau est relâchée dans l’océan et entraîne, dans sa chute, des turbines qui produisent de l’électricité : la « batterie » se décharge.

Si la France possède déjà six STEP en métropole, aucune n’est « marine ». Les installations actuelles sont toutes situées en montagne et exploitent systématiquement deux bassins artificiels d’altitudes différentes, remplis d’eau douce (voir notre reportage vidéo). Or, une STEP marine utilise, par définition, la mer ou l’océan comme bassin inférieur et un bassin supérieur artificiel rempli d’eau salée. Ce type de STEP est très peu répandu dans le monde. Les quelques sites actuellement en service sont de faible capacité, il s’agit souvent de petits réservoirs perchés au sommet de falaises surplombant l’océan, sur de petites îles comme El Hierro (Canaries) ou Ikaria (Grèce).

Pourtant, aménager une STEP marine n’est à priori pas plus complexe que de construire une STEP classique en montagne. S’il faut recouvrir le bassin supérieur d’une membrane parfaitement étanche pour éviter toute infiltration d’eau salée dans la nature et prévoir des turbines et conduites suffisamment résistantes à la corrosion et aux organismes marins, il n’est pas nécessaire de creuser de bassin inférieur. La seule difficulté semble donc de trouver des sites techniquement, économiquement et environnementalement adaptés, mais aussi acceptés sur le plan social.

Schéma d’une STEP marine / Révolution Énergétique – Wikimedia.

Une STEP perchée au-dessus d’une falaise

Sur l’île de La Réunion, EDF aurait identifié deux sites privilégiés où implanter sa première STEP marine. Un document publié par le compte X « Infos-Réseaux », dévoile l’un de ces emplacements envisagés, dans le quartier de La Montagne à Saint-Denis, au-dessus de falaises surplombant l’océan (voir la zone sur Maps). Sur ce plateau perché à environ 300 m d’altitude, l’énergéticien envisage de creuser un bassin dont nous ignorons la capacité, EDF n’ayant pas souhaité nous communiquer davantage d’informations techniques à ce stade. « EDF étudie actuellement plusieurs sites potentiels pour l’implantation du projet de la STEP de Tanika, en prenant en compte les enjeux socio-environnementaux. Les échanges avec les parties prenantes sont en cours pour permettre d’aboutir au choix définitif du site prochainement », a tenu à nous préciser l’entreprise suite à la publication de cet article.

Le document indique que l’ouvrage disposera d’une puissance de 50 MW grâce à deux turbines de 25 MW placées dans une usine souterraine. Le site présente quelques difficultés, plusieurs maisons se trouvant à l’emplacement du futur bassin et la prise d’eau côtière devant être aménagée dans une zone étroite et périlleuse, coincée entre l’océan et la falaise. Une offre d’emploi publiée récemment indique qu’EDF souhaite réaliser une étude paysagère de la future STEP, qui permettra probablement de mieux saisir son impact visuel. Mais à quoi cette installation va-t-elle servir ?

Le document publié par le compte X « Infos Réseaux ».

Pourquoi construire une STEP marine à La Réunion ?

Dépourvu d’interconnexions, le réseau électrique réunionnais ne peut compter que sur lui-même pour alimenter les 860 000 habitants de l’île. En 2023, sa production reposait sur 57 % de ressources renouvelables et toujours sur 27 % de diesel, 4 % de fioul et 13 % de charbon. Toutefois, la programmation pluriannuelle de l’énergie de La Réunion s’est fixée l’objectif de porter la part des renouvelables à 100 % en 2030. Si la conversion des centrales thermiques fossiles à la biomasse importée est la stratégie principale pour y parvenir, l’aménagement de la STEP de Tanika peut également y contribuer.

En toute logique, la STEP marine réduirait l’utilisation des turbines à combustion au fioul et moteurs diesel durant les pics de consommation. Typiquement, la STEP devrait pomper de l’eau en journée, profitant de l’importante production photovoltaïque, puis turbinera lors du pic de consommation du soir (18 h – 21 h à La Réunion). Un système aussi pertinent sur le plan environnemental qu’économique, puisque les carburants, qu’ils soient fossiles ou renouvelables, sont presque entièrement importés par bateau. Reste à connaître les détails du projet, tels que son coût et le calendrier estimé des travaux, qu’EDF communiquera probablement dans les prochains mois.

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C’est le prochain grand chantier d’EDF, probablement le plus impressionnant après celui de l’EPR de Flamanville. À Montézic (Aveyron), l’énergéticien national veut augmenter la puissance de sa station de transfert d’énergie par pompage (STEP) actuelle, en creusant une nouvelle cathédrale dans la montagne. Mais pour quoi faire ? Voici toutes les caractéristiques de ce projet pharaonique.

À défaut de construire de nouvelles STEP (lire notre article à ce sujet), EDF veut augmenter les capacités de l’une de ses plus puissantes installations de stockage d’électricité. Il s’agit de la STEP de Montézic, dans l’Aveyron, qui déploie 920 MW et 38,8 GWh de capacité de stockage depuis sa mise en service en 1982. Aussi puissante qu’un réacteur nucléaire de première génération, mais mobilisable en moins de 15 minutes, cette centrale est l’un des piliers du réseau électrique national.

Ses quatre turbines-pompes Francis réversibles contribuent à stabiliser le réseau en ajustant la production d’électricité à la demande en temps réel. En pompant l’eau lorsque l’électricité est à bas prix, par exemple, la nuit ou lors de pics de production éoliens, puis en la turbinant aux horaires où le courant est plus cher, la STEP de Montézic représente aussi une ressource financière intéressante.

La France compte six grandes STEP représentant une puissance totale d’environ 5 000 MW (voir notre carte), Montézic étant la seconde la plus puissante. Toutefois, aucune nouvelle installation n’a été mise en service depuis le lancement de Super-Bissorte (Savoie) en 1987. Les besoins de flexibilité sont pourtant élevés, dans le cadre de la transition énergétique et de l’essor des énergies renouvelables intermittentes telles que l’éolien et le solaire. C’est une des raisons qui incitent EDF à réanimer l’un de ses plus grands projets : l’extension de la STEP de Montézic.

Augmenter la puissance, mais pas la capacité de stockage

S’il ne s’agit pas de créer une nouvelle STEP, le chantier « Montézic II » reste significatif. L’énergéticien national souhaite ajouter 2 turbines-pompes réversibles de 233 MW chacune (466 MW au total) aux 4 existantes, installées dans une seconde usine souterraine à creuser dans la montagne. Ces nouvelles turbines disposeront de leur propre prise d’eau amont : un puits de chute profond de 335 m, ainsi qu’une galerie d’accès à l’usine longue de 820 m, qu’il faut également percer dans le granit. Le circuit aval sera connecté à celui de l’usine existante. Le chantier implique aussi une extension du poste électrique 400 kV qui relie la STEP au réseau national, le renforcement d’une route d’accès au chantier et la vidange du lac supérieur.

Schémas du projet Montézic II extraits de la vidéo de présentation d’EDF.

Une fois achevée, l’opération, dont le coût est estimé autour de 500 millions d’euros, portera la puissance totale de la STEP de Montézic à 1 386 MW. La capacité de stockage d’énergie reste inchangée : EDF ne prévoit pas d’étendre le bassin supérieur. Le réservoir inférieur ne sera pas non plus modifié. Sur le principe, la centrale devrait donc augmenter ses capacités d’ajustement de l’équilibre offre/demande ainsi que de réglage de la tension et fréquence du réseau, mais perdre en temps d’autonomie (actuellement 40 heures à pleine puissance).

Un chantier conditionné au changement de régime des concessions hydroélectriques

Pour que le projet aboutisse, il reste toutefois un obstacle : le fonctionnement actuel des concessions hydroélectriques en France, qui décourage fortement la construction de nouveaux sites d’ampleur. « Le démarrage du chantier de la nouvelle usine et des conduites est conditionné à l’évolution du cadre juridique actuel » nous rappelle EDF. « En l’absence de visibilité sur l’avenir du régime juridique des concessions hydrauliques en France, EDF ne peut réaliser d’investissements significatifs pour développer son parc hydraulique ». L’énergéticien national dit travailler avec les services de l’État pour trouver « toutes les solutions juridiques possibles qui lui permettraient de sortir de ce statu quo et de relancer le développement dans le respect du cadre du droit communautaire ».

Si EDF affirme ne pas avoir « à ce jour, de visibilité sur la date à laquelle elle pourra effectivement mener ce projet », un premier calendrier indique un début des travaux de reconnaissance début 2025. Le creusement de la nouvelle usine et des conduites interviendrait dès 2027. Jusqu’à 300 personnes pourraient alors être mobilisées au pic du chantier. Le réservoir supérieur serait vidangé en 2029, six ans seulement après la dernière vidange, avant l’installation des turbines-pompes en 2030. Enfin, la mise en service interviendrait fin 2032, au terme d’une année d’essais.

[Article mis à jour le 08/04/24 avec les précisions d’EDF]

Calendrier du projet / Document : Parlons Montézic II (EDF).

[Article mis à jour le 08/04/24 avec les précisions d’EDF]

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Les cas sont rares, mais ils existent : en France, certains logements ne sont pas raccordés au réseau public d’électricité. Ce n’est pas toujours par choix, mais en raison du coût trop élevé des travaux. Dans le sud de la France, une villa a ainsi dû s’équiper de panneaux solaires, batteries et d’un groupe électrogène pour assurer son alimentation électrique. Un système indépendant presque trois fois moins cher qu’un branchement au réseau.

Les maisons « hors-réseau » ne sont pas toutes perdues au fin-fond de la campagne ou perchées sur une montagne escarpée. À Draguignan (Var), une villa pourtant située dans un quartier résidentiel n’a pas pu être reliée au réseau public d’électricité. Du moins, être raccordée à un prix raisonnable. « On est dans une zone avec de grandes parcelles de 3 000 à 4 000 m². Il y avait un problème avec le transformateur du quartier, il fallait faire un renforcement de ligne avec 30 à 40 m de tranchées à creuser. Le coût était estimé à environ 80 000 euros » affirme Julien Allera, fondateur de Perma-Batteries, la société qui a conçu le système électrique autonome qui équipe désormais la villa.

Un tarif de raccordement étonnamment élevé que le propriétaire n’a pas accepté, préférant s’orienter vers un système électrique totalement déconnecté du réseau. « Notre client a fait plusieurs devis. Il a consulté des entreprises locales qui lui expliquaient que ce n’était possible, ou qui lui ont proposé des devis à 60 000 euros pour des batteries au plomb. Puis il nous a trouvé, car nous sommes très présents sur internet » explique le dirigeant.

La centrale solaire alimentant la villa autonome de Draguignan / Image : Perma-Batteries.

Chauffage au bois et cuisson au gaz

La maison de 150 m² présente un profil avantageux : située dans un département au climat très doux, construite sur le principe des logements bioclimatiques et équipée d’un chauffage à granulés de bois. Par ailleurs, l’unique résident cuisine au gaz et produit son eau chaude au moyen d’un chauffe-eau thermodynamique. D’emblée, sa consommation d’électricité est abaissée au minimum : environ 7 kWh par jour, soit presque deux fois moins que la moyenne nationale. Une configuration qui facilite grandement la conception d’un système autonome.

Après étude, Perma-Batteries a donc livré un kit sur-mesure composé de 16 panneaux photovoltaïques totalisant 7 kWc, de 8 batteries murales étanches lithium-titanate cumulant 16 kWh de stockage et 14,4 kW de puissance, ainsi que d’une platine pré-câblée contenant notamment l’onduleur et le contrôleur MPTT. Un groupe électrogène essence de 8 kVA « qui n’a tourné que 3 heures depuis le printemps 2023, pendant une semaine de pluie » complète le système. L’ensemble a coûté 30 000 € au client, dont 15 000 € uniquement pour les batteries. C’est 2,7 fois moins cher que le coût estimé du raccordement au réseau.

« On a mis une technologie de batterie particulière, plus chère, mais qui a une durée de vie de 20 ans. Le lithium-titanate, c’était le choix du client » explique le dirigeant de la société varoise, qui revendique 853 installations solaires autonomes en service à ce jour. Un client qui a par ailleurs réduit sa facture en choisissant d’installer lui-même le kit. « Il a économisé 6 000 ou 7 000 € en choisissant une solution pré-câblée » affirme Julien Allera.

À gauche : les batteries lithium-titanate et la platine. À droite : le schéma de l’installation / Images : Perma Batteries.

Un système modulaire

Le résident ne ferait aucun compromis sur le confort d’après lui. « Il est capable d’ajuster la voilure avec nos prévisions à J+3/J+4 sur son tableau de bord, qui simulent la consommation attendue et la production solaire attendue ». Avec une consommation d’électricité particulièrement faible, la gestion ne devrait à priori pas être très complexe. Le fonctionnement hors-réseau de cette villa n’est donc pas un exploit, de nombreuses consommations étant reportées sur d’autres énergies : le bois pour se chauffer au lieu d’une pompe à chaleur plus vertueuse et le gaz fossile pour la cuisson. « Demain, s’il achète un four électrique, des plaques inductions ou une voiture électrique, il pourra les faire fonctionner en rajoutant des batteries sans limite et jusqu’à 8 panneaux supplémentaires » assure toutefois Julien Allera.

Cet électrotechnicien, qui a fondé Perma-Batteries il y a 5 ans, s’est spécialisé dans les installations hors-réseau. Sa société équiperait une centaine de sites résidentiels, tertiaires et industriels chaque année en France, Suisse et Italie. Les profils seraient variés chez les particuliers « il y a pas mal de gens qui veulent se couper du réseau par conviction, même si ce n’est parfois pas très justifiable écologiquement. Il y a aussi des gens inquiets qui veulent se sécuriser en cas de coupure et d’autres qui sont en bout de ligne et qui ont une dizaine de coupures chaque année » détaille-t-il.

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Imaginez un fournisseur d’électricité vous proposer un tarif dérisoire, mais également vous rémunérer pour chaque kilowattheure non consommé durant les pics hivernaux. Ne cherchez pas, ce genre de fournisseur ne se trouve pas en France, mais au Québec. Pour inciter ses clients à la sobriété, l’équivalent local d’EDF a trouvé une formule particulièrement avantageuse.

En France, pour inviter les particuliers à réduire fortement leur consommation d’électricité lors des pics en hiver, il existe une offre spécifique. Il s’agit de l’option « Tempo » du tarif bleu, proposée par EDF et dont les tarifs sont fixés par l’État. Cette offre assez complexe se décompose en 6 tranches tarifaires, chacune déclinée en heures pleines et heures creuses.

Il y a d’abord les 300 jours « bleus » annuels, correspondant à des périodes de faible demande, où l’électricité est facturée à bas prix. Le reste de l’année est composé de 43 jours « blancs », où la demande en électricité est un peu plus élevée, et donc légèrement plus chère. Enfin, 22 jours « rouges » exclusivement répartis en automne et hiver complètent le calendrier. Le prix de l’électricité y est parfaitement délirant sur la plage d’heures pleines : il augmente de 450 % par rapport aux heures creuses des jours « bleus » (voir les tarifs détaillés).

Gare à ceux qui oublient la « couleur » du jour, et lancent régulièrement leur sèche-linge, radiateurs, ou un gigot au four durant les heures pleines des jours rouges : la facture pourrait être très salée en fin de mois. L’objectif de cette offre est clair : sanctionner les abonnés qui ne jouent pas le jeu de la sobriété lors des pics de consommations hivernaux, qui correspondent généralement aux vagues de froid. Car l’option Tempo a été créée pour aider le réseau à conserver son équilibre durant les périodes les plus tendues. Si la stratégie semble fonctionner, pourrait-il en être autrement ?

Au Québec, soulager le réseau en rémunérant les volontaires

La problématique est la même de l’autre côté de l’Atlantique, chez nos cousins québécois. La province canadienne a — comme la France – fait le choix de développer le chauffage électrique, afin de profiter de son abondante et peu coûteuse production hydraulique. En conséquence, les pics de consommation peuvent être très importants lors de grands froids. Hydro-Québec, l’équivalent local d’EDF, propose lui aussi une offre dont l’objectif est similaire à l’option Tempo en France. Les conditions sont toutefois bien différentes.

En effet, au Québec, l’équivalent de Tempo s’appelle le « crédit hivernal ». Il s’agit d’une option proposée sur le tarif local de base, le « tarif D ». Qu’ils aient ou non optés pour cette option, les abonnés payent leur kilowattheure (kWh) au même prix : 0,07 à 0,10 $ (soit 0,05 à 0,07 €) toute l’année, selon la quantité d’électricité consommée. Il n’y a pas d’heures creuses, d’heures pleines ni de « couleur » du jour.

Grille tarifaire du tarif D avec option crédit hivernal proposé par Hydro-Québec.

Toutefois, les consommateurs ayant souscrit à l’option « crédit hivernal » se voient gratifiés d’une prime de 0,54 $ (0,37 €) pour chaque kilowattheure effacé durant les « évènements de pointe ». Concrètement, Hydro-Québec rétribue ses abonnés sur la différence de consommation enregistrée entre les « heures de pointe » et la consommation moyenne habituelle aux mêmes heures durant les 5 jours précédents. Un minimum de 2 kWh économisés est exigé. Du gagnant-gagnant : l’abonné voit sa facture d’électricité réduite s’il fait un effort et le réseau bénéficie de sa sobriété au moment le plus important. Contrairement à l’option Tempo française, il n’y a aucun risque de recevoir une facture ahurissante si l’on ne respecte pas la consigne.

Le crédit hivernal plus flexible que l’option Tempo ?

Le « crédit hivernal » québécois se distingue également de Tempo par sa capacité à s’adapter aux besoins réels du réseau. En France, l’option Tempo doit obligatoirement comporter 22 jours rouges par saison, outre les 300 jours bleus et 43 jours blancs, même si l’hiver est doux et que le réseau n’est pas particulièrement sollicité. Un fonctionnement rigide qui étonne de nombreux abonnés, notamment au mois de mars, lorsque le gestionnaire du réseau électrique RTE est contraint de positionner les derniers jours rouges non utilisés malgré des températures clémentes.

Au Québec, les « évènements de pointe » sont un peu moins encadrés. Ils peuvent être placés n’importe quel jour de la semaine, entre 6 h et 9 h et entre 16 h et 20 h, du 1ᵉʳ décembre au 31 mars. S’il n’y a pas de quota minimal d’évènements, un plafond limite à 33 le nombre d’activations pour un maximum de 100 heures par saison.

Une offre parallèle à 3 centimes le kilowattheure

À noter qu’Hydro-Québec propose une autre offre à tarification dynamique, plus proche de l’option Tempo française, baptisée « tarif D Flex ». L’abonné bénéficie d’un kilowattheure extrêmement bon marché facturé entre 0,05 et 0,08 $ (0,03 à 0,05 €) en hiver et entre 0,07 et 0,10 $ (0,05 à 0,07 €) en été. En contrepartie, le tarif s’envole à 0,54 $/kWh (0,37 €) durant les évènements de pointe hivernaux. Le consommateur peut donc choisir entre deux méthodes pour stimuler sa sobriété énergétique.

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