Une rare éclipse totale est survenue aux États-Unis, ce lundi 8 avril. Son déplacement a fortement perturbé la production photovoltaïque américaine, avec jusqu’à 84,8 GW de parcs solaires qui se sont retrouvés dans l’ombrage. Les conséquences sur l’activation des mécanismes de réserve, l’évolution des prix de marché et la demande sont intéressantes à analyser.

Plus de 30 millions d’Américains ont pu admirer l’éclipse solaire totale qui a traversé une partie du pays, lundi 8 avril 2024. Armés ou pas de leurs lunettes, ils ont pu observer la Lune s’intercaler entre la Terre et le soleil. La nuit s’est propagée sur une diagonale qui a balayé le Mexique, le sud et l’est des États-Unis (EU), et ce, durant deux heures.

NOAA's GOES-16 satellite is capturing the shadow of today's total solar eclipse as it traverses the continental United States.

Truly a once in a lifetime event. pic.twitter.com/uTHXAvCSxr

— Nahel Belgherze (@WxNB_) April 8, 2024

Le spectacle était au rendez-vous comme en témoignent les images des chutes du Niagara et de la statue de la Liberté plongées dans le noir quelques minutes durant. Un autre phénomène, passé un peu plus inaperçu, est la chute vertigineuse de la production solaire le temps de ce phénomène naturel. Près de 80 GW de panneaux américains ont presque cessé de produire de l’électricité, perturbant à la fois les marchés et entraînant différentes réactions suivant deux États passés à la loupe : la Californie, premier producteur des EU avec 47 GW de parcs solaires et le Texas, second producteur avec 23 GW.

Intensité carbone et prix élevés au Texas

Au Texas, le mix énergétique est diversifié. L’État dépend, solaire exclu et par ordre croissant de contribution au mix électrique, du nucléaire, du charbon, de l’éolien et du gaz. Lorsque la Lune a décidé de masquer notre étoile, la production solaire s’est effondrée de 72 %. Pour la remplacer, il a fallu que les centrales à gaz et au charbon fournissent pas moins de 6 GW durant trois heures. Ces moyens carbonés ont fait exploser l’intensité carbone du mix électrique texan, avec un maximum observé de 462 g de CO₂ par kWh (gCO₂/kWh). Ce jour-là, elle n’est pas descendue sous la barre des 300 gCO₂/kWh. À titre de comparaison, la France était ce lundi 8 avril à 14 gCO₂/kWh.

Du même ordre de grandeur, les prix sur le marché texan ont culminé à 470 $ le MWh ($/MWh). À l’inverse, au nord-est des EU, l’opérateur ISO New England a vu l’opposé se produire sur les prix : comme si les opérateurs de marché avaient trop anticipé la baisse de production solaire, les prix sont même devenus négatifs.

To match electricity demand, gas and coal generation ramped up by 6.2 GW, altering the power consumption mix. pic.twitter.com/UhNFaIP6pP

— Electricity Maps (@ElectricityMaps) April 11, 2024

En Californie, des batteries au secours et une demande gonflée

Au sud-ouest des EU se trouve la Californie. Les efforts du gouverneur en faveur des renouvelables portent leurs fruits, avec des journées où le solaire contribue régulièrement à 90 % du mix électrique. Lors de l’éclipse, partielle à cet endroit, les batteries ont couvert l’absence de soleil en passant de -2,5 GW à +2,5 GW. Fait notable, mais purement statistique, la demande a gagné 2 GW durant cet évènement rare. Et pour cause, la production solaire domestique est située en aval du compteur et a donc, en son absence, augmenté la puissance soutirée sur le réseau par les habitants de Californie. Cette éclipse est intéressante pour analyser une perturbation rare du marché et son adaptation, différente suivant les États. De notre côté, pas de quoi paniquer en France, la prochaine éclipse totale du soleil n’arrivera pas avant… 2200.

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Une entreprise publique chinoise et une autre cotée en bourse à Hong Kong font l’objet d’une enquête autour des distorsions du marché qu’auraient pu générer des subventions étrangères pour remporter un marché public en Roumanie : une centrale solaire de 110 mégawatts (MW).

Pour trouver un concepteur, constructeur et exploitant d’un parc photovoltaïque de 110 MW en Roumanie, la « Societatea Parc Fotovoltaic Rovinari Est » a lancé un marché public. Le projet est en partie financé par le Fond européen pour la modernisation. Plusieurs sociétés candidatent. Rien de bien original jusque-là. Mais un détail a attiré l’œil de la Commission européenne. Deux consortiums chinois et hongkongais qui y ont répondu n’ont pas notifié avoir bénéficié de quatre millions d’euros de subventions étrangères ces trois dernières années. La Commission a donc décidé de lancer une enquête, car il s’agit d’une forme de concurrence déloyale qui empêcherait aux entreprises concurrentes d’accéder au marché.

Deux entreprises chinoises dans le viseur de la Commission

L’exécutif européen a 110 jours pour enquêter sur les deux entreprises :

• LONGi Solar Technologie GmbH et LONGi Green Energy Technology Co., Ltd. toutes deux actives dans le développement, la fabrication et l’entretien des wafers, cellules et modules solaires. La première est une filiale allemande nouvellement créée et détenue par la deuxième, cotée à la bourse d’Hong Kong ;
• Shanghai Electric UK Co. Ltd. et Shanghai Electric Hong Kong International Engineering Co. Ltd. détenues et contrôlées à 100 % par Shanghai Electric Group Co. Ltd, une entreprise publique chinoise, elle-même détenue et contrôlée par une entité publique subordonnée au gouvernement populaire central chinois.

Cette enquête ne préjuge pas de l’issue de la procédure. Elle est permise par le règlement relatif aux subventions étrangères, entré en vigueur le 12 juillet 2023. L’Union européenne s’est dotée d’un instrument pour veiller à ce que les conditions de concurrence soient équitables pour toutes les entreprises opérant dans le marché intérieur. « Ces dernières années, des subventions étrangères semblent avoir faussé le marché intérieur de l’UE », des entreprises obtenant un avantage déloyal pour acquérir des entreprises ou obtenir des marchés publics. Thierry Breton, Commissaire au marché intérieur, juge que ces deux enquêtes permettront de « préserver la sécurité économique et la compétitivité de l’Europe, en veillant à ce que les entreprises respectent véritablement les règles de la concurrence et jouent franc-jeu sur notre marché unique. »

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La crise énergétique a fait flamber les prix et induit des bénéfices exceptionnels chez les entreprises opérant dans l’électricité. Afin de redistribuer ces « superprofits », Bruno Le Maire envisage de reconduire leur taxation en 2025, sur la rente inframarginale des producteurs d’électricité. Sous pression financière, le ministre se résout à prolonger un dispositif qu’il n’a jamais soutenu.

5,5 %. C’est le déficit public calculé par l’Institut national de la statistique et études économiques (INSEE). Il est plus élevé que celui anticipé par le gouvernement (4,9 %). « C’est un dérapage dans l’exécution qui est important, pas tout à fait inédit, mais très rare », affirme Pierre Moscovici, le premier président de la Cour des comptes. La France est au troisième rang des pays les plus endettés de la zone euro.

Pour combler une partie de cette dette abyssale, le gouvernement envisage de reconduire, en 2025, la contribution sur les rentes inframarginales (CRIM) des producteurs d’électricité. Sur BFM vendredi, Bruno Le Maire l’assure : « il y aura dans ce budget, comme il y a eu en 2023, une récupération des rentes qui ont pu être faites par les énergéticiens tout simplement parce que les prix ont flambé. » Et de préciser : « ce n’est pas une augmentation d’impôts, c’est rétablir de la justice sur des entreprises qui ont des rentes tout simplement parce que les prix flambent », ce n’est pas lié à leurs investissements ou à la modernisation de leurs outils de production.

Une taxation qui a moins rapporté que prévu

Décidée au niveau européen au second semestre 2022 au moment où les producteurs pouvaient vendre des mégawattheures à des prix mirobolants sur le marché de l’électricité, la Commission européenne estimait qu’elle devait rapporter 25 milliards d’euros à travers l’UE sur les années 2022 et 2023. Ils devaient se voir appliquer 33 % d’impôt sur les sociétés (IS) prélevé par chaque État membre, sur les bénéfices qui dépassent de 20 % la moyenne observée sur les 4 derniers exercices fiscaux. Or, en France, le rendement a été beaucoup moins grand que prévu.

La surprise du ministre entre les recettes prévisionnelles et réelle de cette taxe étonnent, au vu de la légèreté des mesures, soulignée par la Cour des comptes. Les producteurs, distributeurs et intermédiaires ont empoché 30 milliards d’euros de marges bénéficiaires à la faveur de la crise énergétique quand l’État n’en a récupéré seulement 2,8 milliards, loin des 12,3 milliards escomptés.

Lui qui se posait en fervent pourfendeur de la taxe des superprofits dans l’énergie, préférant les remises à la pompe et autre effort national de la part des entreprises, a dû se résoudre à l’implémenter dans le domaine de l’électricité. Ce ne sera donc pas une taxation plus large, car elle restera axée sur les rentes inframarginales de l’électricité. Pas de taxation des superdividendes des entreprises, pas de taxation sur les rachats d’action comme proposée par la présidente de l’Assemblée nationale Yaël Braun-Pivet, pas d’ISF vert…

Une décision qui fait débat

Déstabilisé par la mauvaise gestion des finances publiques, Bruno Le Maire se contente d’économiser l’argent là où c’est facile : un plan d’économies a été demandé à plusieurs services publics tels que l’Ademe, le CEA, l’Andra. Lui qui ne veut pas augmenter les impôts ni élargir la taxation à d’autres produits énergétiques se résout à reconduire, à la hâte, la rente inframarginale des producteurs d’électricité. Si la réforme européenne du marché de l’électricité visait à rendre les factures des consommateurs d’électricité moins dépendantes des prix à court terme des fossiles et à améliorer le fonctionnement du marché pour assurer la sécurité d’approvisionnement, elle ouvrait la porte au plafonnement des revenus des technologies inframarginales à 180 €/MWh et non sa taxation.

Selon l’Union française de l’électricité (UFE), la CRIM « risque de freiner les investissements dans les énergies bas-carbone », alors qu’ils sont « déjà affectés par l’absence de décision quant à la programmation énergétique. » Le nouveau ministre de l’Énergie, après la hausse des taxes sur l’électricité qui a augmenté les tarifs réglementés, prend une nouvelle mesure hâtive pour corriger la trajectoire des dépenses publiques : la taxation de la rente inframarginale des producteurs d’électricité.

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Le Schéma décennal de développement du réseau (SDDR) a été soumis à consultation par Réseau de transport d’électricité (RTE). La précédente version datée de 2019 est devenue obsolète, avec la relance du nucléaire, l’accélération des renouvelables et la réindustrialisation. Il structurera le développement du réseau haute et très haute tension jusqu’à 2040, ciblant l’investissement de 100 milliards d’euros. D’ici là, l’UE devra avoir baissé ses émissions de 55 % et être en route pour la neutralité carbone 2050.

La France est à la troisième étape de la construction du maillage électrique. Après la reconstruction du pays puis le développement du parc nucléaire, « ce n’est un secret pour personne, le réseau va devoir être renforcé et modernisé au cours des prochaines années » explique un membre du directoire de RTE, Thomas Veyrenc.

Pour prendre la mesure du défi, ce programme de raccordement est « sans précédent depuis la création de RTE. » La planification sera temporelle. Jusqu’à 10 gigawatts (GW) devront être raccordés chaque année pour atteindre entre 110,5 et 115,5 GW, sans compter les GW stockeurs, dont le nombre est encore flou. Elle sera aussi spatiale, car la structure de la « colonne vertébrale » devra être adaptée afin d’éviter des congestions, notamment sur l’axe ouest – est. Le réseau de 400 kilovolts (kV) sera insuffisant pour accueillir les nouveaux électrons, dont la production sera de moins en moins concentrée.

Décarboner, mutualiser les efforts et accompagner les raccordements

RTE identifie certaines zones géographiques, notamment portuaires (un quart de la consommation finale d’électricité et 20 % des émissions françaises) pour y instaurer une dynamique d’électrification. Le Havre, Dunkerque, Fos comptent parmi les cibles prioritaires.

Dans le secteur tertiaire, RTE aura à répondre à la consommation grandissante et bientôt prédominante dans l’augmentation de la consommation d’électricité, celle des data centers. « Ces perspectives sont crédibilisées par la croissance très forte des demandes de raccordement de data centers (de l’ordre de 8 GW de puissance demandée). » À nouveau, elles sont localisées en Ile-de-France et à Marseille et leur concentration devra être réalisée sans congestion locale, comme il peut notamment arriver en Allemagne, Irlande et aux Pays-Bas. À Marseille, par exemple, les élus souhaitent freiner les projets de data centers dans les quartiers nord, en lien avec les projets de renouvellement urbain et d’électrification des navires à quai.

Prioriser les projets de production

Fini les raccordements « au fil de l’eau », où le premier arrivé est le premier servi. La planification temporelle et géographique s’impose à RTE en s’appuyant sur « les perspectives réelles de mise en service des nouvelles installations. » Par exemple, la temporalité importe dans le raccordement du nouveau nucléaire. Les besoins diffèrent si les nouveaux réacteurs s’ajouteront ou remplaceront les réacteurs existants.

La prudence est donc de mise. Quant au déploiement de l’éolien en mer, il est localisé et temporellement séquencé en 3 programmes. Le développement des batteries stationnaires impose de nombreuses demandes de raccordement, mais beaucoup de projets ne se concrétisent finalement pas. RTE a aussi retenu « une trajectoire prudente de développement des interconnexions d’ici 2040 » avec 5 projets qui devraient arriver à leur mise en service avant 2030 et 4 autres (2 avec le Royaume-Uni, 2 avec l’Espagne) entre 2035 et 2040.

Cette même prudence consiste aussi à anticiper les effets du changement climatique. Basant l’adaptation du réseau sur une trajectoire de référence à + 3 °C en 2100 par rapport à l’ère préindustrielle, RTE cible certains aléas prioritaires : inondation et montée des eaux, incendie, canicule et sécheresse (lignes aériennes et souterraines), tempête. Le gestionnaire du réseau de transport rappelle que la hausse des températures provoque une baisse des capacités de transit.

Accélération des investissements

Alors que RTE devrait investir 2,2 milliards en 2024, ce chiffre sera porté à 3,7 milliards en 2027. D’ici à 2040, la « trajectoire priorisée pourrait être de l’ordre de 100 milliards d’euros. » « In fine, la trajectoire effective d’investissements de RTE dépendra des choix de politique énergétique, et notamment du rythme effectif de croissance de la consommation d’électricité » explique Thomas Veyrenc.

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La période actuelle est propice à la chute des prix de l’électricité sur les marchés, jusqu’à atteindre des valeurs négatives. En effet, le solaire et l’éolien fonctionnent à haut régime et la demande est en berne lors des multiples jours fériés. La tendance devrait se poursuivre jusqu’en mai.

Le week-end du 23 et 24 mars, les prix de l’électricité ont oscillé autour de… zéro euro le mégawattheure (€/MWh). Ils sont même descendus à –7 €/MWh durant une heure. La chute des prix a été limitée et moindre qu’observée chez nos voisins allemands, par exemple, car le solaire et l’éolien français sous contrat pour différence (CfD) a réduit sa production. Ils ne sont pas subventionnés en cas de prix négatifs, au contraire des allemands, qui le sont pendant 6 heures consécutives avant que les subventions ne disparaissent. Bien que 15 gigawatts (GW) de nucléaire se soit effacé et 5,5 GW de solaire et éolien aient été bridés, les prix sont quand même descendus sous le seuil de 0 €/MWh.

Prix négatifs : un phénomène récurrent à cette période

Jeudi 28 mars, du vent entre 50 et 95 km/h est prévu sur tout le territoire. La production éolienne devrait avoisiner 14 GW. Sa grande contribution devrait encore faire baisser les prix. Globalement, la fin de l’hiver est encore propice à de forts vents. À cela s’ajoute la production solaire qui va augmenter à mesure que l’été se rapproche. La combinaison d’un vent persistant et des beaux jours qui arrivent induira une plus grande part des renouvelables dans la production, dominant même certains mix européens.

Côté consommation, la demande en électricité observée en 2023 est passée, en moyenne, de 65 GW en février à 47 GW en mai. Les températures plus clémentes expliquent en partie cette baisse. Les jours fériés à venir, comme ce week-end de Pâques, soutiendront la baisse des prix à travers la baisse de la demande lors de ces jours à faible activité industrielle. Alors que nous exportons l’électricité française majoritairement lors de pics de consommation, ce surplus de production ne peut pas être exporté lors des creux de consommation. Les prix encore plus bas observés chez nos voisins européens rendent la situation toujours plus baissière.

Cette situation est observée chaque année et, à mesure que les énergies renouvelables progressent, le défi est de gérer cette surproduction à travers des moyens de stockage notamment. D’autres outils peuvent également aider, comme les panneaux solaires bifaciaux, qui produisent en début et fin de journée lors des pics de consommation. Le « gaspillage » via l’écrêtement de la production devra être limité afin de ne pas décourager les investissements dans le secteur des renouvelables.

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Les Stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) permettent de stocker de stocker de l’électricité en remontant l’eau dans les barrages. La Commission de régulation de l’énergie (CRE) souhaite cartographier les projets en cours, dans les zones non interconnectées telles que la Corse et certains territoires et départements d’outre-mer, pour coordonner au mieux les filières de stockage.

D’ici le 26 mars, la CRE souhaite connaître les Stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) en cours de développement dans les différents territoires, appelés zones non interconnectées (ZNI). Elles regroupent la Corse, les îles du Ponant, certains départements, collectivités et région d’Outre-mer.

La CRE souhaite avoir à sa connaissance des informations sur :

• le projet (site, caractéristiques, enjeux locaux, difficultés)
• le porteur de projet et son savoir-faire
• le stade de développement (de l’attestation de maîtrise foncière et cela peut aller jusqu’au dépôt de la demande de raccordement)
• le calendrier de développement (dimensionnement technique, autorisations, constructeurs …)

Parmi les territoires considérés comme ZNI, certains ont un véritable potentiel d’accueil des STEP. Les plus grands pourcentages d’énergie électrique injectée sur le réseau se trouvent en Guyane (62,5 %), à la Réunion (20,7 %), en Corse (14,3 %). Sur l’île de beauté, par exemple, la construction de la STEP de Sampolo avance afin de fournir flexibilité et résilience au réseau corse, dépendant à 47,5 % des fossiles pour produire son électricité et à 25,9 % des interconnexions.

Éliminer les fossiles et faire baisser les prix grâce aux STEP

Les informations que la CRE recueillera serviront à « coordonner les filières de stockage entre elles et programmer les prochains guichets de saisine. » La Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) attribuera des objectifs à ces zones à court, moyen et long terme.

Les ZNI connaissent des prix d’électricité sensiblement plus élevés que dans la métropole. Leur caractère insulaire (moins vrai pour la Corse, en partie interconnectée avec l’Italie continentale et la Sardaigne) et leurs contraintes géographiques imposent certaines solutions de production induisant des coûts élevés. L’objectif est de la CRE est d’accompagner le déploiement des énergies renouvelables intermittentes pour réduire ces prix et, par conséquent, les charges de Service public d’Etat (SPE). Il finance la péréquation tarifaire.

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L’industriel français Systovi, spécialisé dans la fabrication de panneaux photovoltaïques, est actuellement en difficulté face à la concurrence chinoise. L’entreprise, basée à Carquefou près de Nantes, se laisse 1 mois pour trouver un repreneur.

À Carquefou (Loire-Atlantique), Systovi produit depuis 15 ans des modules photovoltaïques. Filiale du groupe de Machecoul Cetih, l’entreprise composée de 87 collaborateurs est confrontée à une triste réalité : la concurrence chinoise fait baisser son carnet de commandes. Le prix final de ses panneaux solaires, qu’elle conçoit, produit et commercialise, est quatre fois supérieur à ceux importés d’Asie.

Elle qui a investi 1,5 million d’euros dans un nouveau laminateur, en mars 2023, souhaitait porter sa capacité de production journalière à 260 panneaux photovoltaïques contre 200 aujourd’hui. Son carnet de commande était rempli et tout lui présageait un bon avenir. C’était sans compter sur une deuxième vague agressive de dumping chinois, vendant à perte des panneaux subventionnés. L’augmentation de leur production est soudaine et inonde l’Europe de panneaux très peu chers. Dans le même temps, l’entreprise tricolore perd le marché américain, fermé par mesure protectionniste dans le cadre de l’inflation reduction act (IRA). Pour rebondir, l’UE et la France cherchent une solution, entre interdiction partielle d’importation et seuils de production locale.

Des discussions législatives qui traînent

Certaines mesures sont actuellement discutées à l’échelle française et européenne. Il y a notamment le bonus résilience. Il vise à favoriser la production européenne. Il y a aussi l’interdiction des produits issus du travail forcé : selon le Global Slavery Index de 2023, la fabrication de panneaux solaires est la quatrième catégorie de produits exposés au travail forcé la plus importée par les pays du G20, derrière l’électronique, les vêtements et l’huile de palme. Enfin, le Net Zero Industry Act (NZIA) compte imposer aux États membre de l’UE un minimum de 30 % d’appels d’offres sur des critères de « résilience », c’est-à-dire de panneaux solaires fabriqués sur le sol européen. Et ce dernier texte témoigne de la lente réaction législative face à un bouleversement économique en provenance de Chine. Le dernier texte mentionné n’est pas encore publié et ne sera pas appliqué avant près de deux ans. Or, Systovi voit son carnet de commandes fondre et ne peut se permettre ce long délai d’attente.

Le cas de Systovi n’est pas isolé. Photowatt, un autre fabricant français installé à Bourgoin-Jallieu, est aussi en quête de repreneur. Son actionnaire majoritaire, EDF Renouvelables, refuserait d’investir. Pire, il n’a pas fait appel à Photowatt pour fournir sa centrale solaire à Creys-Malville, localisée à 30 km de l’usine. Après 44 ans d’existence, l’entreprise est en difficulté. Elle ne maîtrise plus que la fabrication de lingots et le découpage des Wafers, alors qu’elle était intégrée sur toute la chaîne de valeur : lingots, plaquettes de silicium, cellules et modules photovoltaïques.

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Pour respecter ses engagements en faveur du climat, l’Union européenne ne mettrait pas suffisamment la main à la poche. Il manquerait annuellement 406 milliards d’euros d’investissements annuels, soit 2,6 % du PIB, selon l’Institut de l’économie pour le climat (I4CE).

Le think tank I4CE a épluché les investissements climatiques européens. Bien que 407 milliards d’euros aient été investis en 2022, c’est sur le double qu’il faudrait compter pour tenir nos objectifs climatiques pour 2030. 406 milliards d’euros sont donc manquants chaque année, soit 2,6 % du PIB, pour que les 22 secteurs d’activités ciblés réduisent leurs émissions de gaz à effet de serre de 55 % d’ici à 2030 par rapport aux niveaux de 1990. La rénovation énergétique des bâtiments, l’installation de pompes à chaleur, véhicules électriques, énergies renouvelables… comptent parmi ces investissements.

En tout, le cercle de réflexion comptabilise un nécessaire objectif d’investissement de 813 milliards d’euros annuels, public et privé. Cela représente environ 1 800 euros par an et par habitant de l’UE. Cette estimation vient, selon les auteurs du rapport, combler « une lacune » car « l’UE ne dispose pas d’un outil cohérent pour assurer le suivi annuel du déficit d’investissement dans le domaine du climat. » C’est d’ailleurs la proposition du Conseil scientifique consultatif sur le climat de « s’efforcer d’obtenir une vue d’ensemble plus granulaire et plus précise des investissements requis et réels dans l’atténuation du changement climatique afin de suivre et d’évaluer les progrès réalisés. »

Une « approche globale » nécessaire

Le déficit d’investissements durables nécessitera « une approche globale » associant règlementations existantes et futures, mesures de tarification du carbone et « un certain nombre de financements publics supplémentaires de la part de l’UE. » L’estimation de l’I4CE est deux fois moindre que les 40 000 milliards sur lesquels l’institut Rousseau planche pour décarboner l’économie de l’union, dans une étude commandée par les Verts. Les auteurs expliquent que « les trois quarts de ces fonds peuvent être obtenus en réaffectant les dépenses actuelles qui sont soit superflues, soit nuisibles à la transition. » Les dépenses publiques devront donc doubler et cela n’a pas à effrayer selon eux : c’est « moins que les dépenses de relance post-Covid (338 milliards d’euros par an) ou que les subventions aux combustibles fossiles des Vingt-Sept (359 milliards d’euros par an). » L’énergie de son côté doit capter 22 % (79 milliards d’euros par an) de l’investissement supplémentaire total (public et privé confondus).

Cesser de restreindre les investissements

Les précédents montants avancés sont considérables, plus grands que ceux envisagés par la Banque européenne d’investissement (BEI), Banque centrale européenne (BCE) et l’Agence internationale de l’énergie (AIE) : 530 milliards d’euros par an d’ici à 2030 contre 330 milliards selon leur calcul en 2022. Lors d’une conférence de haut niveau en septembre 2023, elles notent que les dépenses consacrées au solaire, stockage des batteries, efficacité énergétique « dépassent déjà ou sont sur le point d’atteindre » les dépenses requises pour une transition réussie, quand d’autres « sont loin d’atteindre les niveaux requis » : bâtiments, réseaux, électrification de l’industrie notamment.

La BEI joue déjà un rôle « actif » dans ce domaine. Et son effet levier à travers ses prêts devra augmenter (1 pour 1,4 aujourd’hui). En témoigne « le plus grand prêt vert conclu en Europe », se réjouit la Commission, d’un montant de 1 milliard d’euros à la Suède pour la giga-usine de batteries Nothvolt pour 5 milliards levés (1 pour 5 donc). Cette même banque d’investissement devra, selon le responsable du Green Deal, « restaurer la neutralité technologique en étant moins dogmatique » dans les choix d’investissements énergétiques. »

« La Commission européenne devrait mieux évaluer et traiter le déficit d’investissement climatique de l’UE, sous peine de voir le Pacte vert (Green Deal) ne pas tenir ses promesses économiques, sociales et environnementales », prévient l’I4CE. Les récentes coupes budgétaires dans le domaine du climat pour contenir le déficit ne sont pas de bon augure, même dans le cadre d’une croissance économique timorée.

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Les émissions mondiales de CO₂ liées à l’énergie ont augmenté de 410 millions de tonnes en 2023, pour atteindre un niveau record de 37,4 milliards de tonnes. L’Agence internationale de l’énergie (AIE) souligne l’importance du déploiement des renouvelables et d’autres technologies, qui ont limité la hausse.

C’est une mauvaise nouvelle sur le front du climat, les émissions de gaz à effet de serre devant diminuer pour tenir la limite de + 1,5 °C de l’accord de Paris. L’augmentation de 410 millions de tonnes montre que les économies en développement comme la Chine, qui a ajouté 565 millions de tonnes de CO2 au bilan mondial, les augmentent à mesure que leur PIB augmente. Une autre information plus positive que recèle cette augmentation est que les économies développées quant à elles les diminuent, en moyenne de – 4,5 %, pour atteindre un plus bas niveau depuis 50 ans. Cette diminution atteint même – 9 % pour l’Union européenne.

Un déclin structurel

Cette nouvelle augmentation de + 1,1 % des émissions de gaz à effet de serre liées à l’énergie, aussi mauvaise soit elle, montre que « la transition vers les énergies propres se poursuit rapidement et freine les émissions – même avec une demande énergétique mondiale augmentant plus rapidement en 2023 qu’en 2022 », explique le directeur de l’AIE, Fatih Birol. Entre 2019 et 2023, la croissance des énergies renouvelables a été deux fois supérieure à celle des combustibles fossiles. À côté, des progrès structurants ont permis de baisser les émissions, du remplacement du charbon par le gaz aux progrès en matière d’efficacité énergétique ont fait baisser les émissions. Dans les pays développés et pour la première fois en 2023, la moitié de la production d’électricité était bas-carbone (renouvelable et nucléaire). Sans le solaire, l’éolien, le nucléaire, les pompes à chaleur et les véhicules électriques, l’AIE souligne que la hausse aurait été trois fois plus importantes.

En réalité, le bilan global 2023 supérieur à l’année 2022 a lourdement été plombé par l’historiquement faible production hydroélectrique. Des sécheresses records ont affecté certains pays comme le Mexique, la Chine, le Canada par exemple, qui se sont par conséquent reportés sur des moyens de production polluants comme le fioul ou le charbon. Tout l’enjeu est donc de sortir au plus vite des fossiles et d’accélérer le déploiement des technologies bas-carbone.

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680 hectares de panneaux solaires pour 1 GWc de puissance : c’est ce que comptent installer les français Engie et Neoen en Gironde, au sud de Bordeaux. Ce parc solaire nécessitant le défrichement d’une grande surface de forêt pourrait être le dernier de cette envergure à voir le jour. Pour le moment, seuls la demande de permis de construire et l’étude environnementale ont été déposés, juste dans les temps.

Horizeo, la future plus puissance centrale solaire photovoltaïque d’Europe, est dans les tuyaux depuis 3 ans. Les deux énergéticiens français comptent sur son installation pour aider la France à se mettre en conformité avec les objectifs de déploiement d’énergies renouvelables européens. En effet, la Commission presse la France à atteindre 44 % d’énergies renouvelables dans sa consommation finale brute d’énergie d’ici 2030. Dans le même temps, elle n’a toujours pas présenté son objectif renouvelable, Bruno Le Maire se refusant de se plier à une « Europe dont nous ne voulons plus. »

Selon les porteurs du projet, le futur parc, d’une puissance installée colossale de 1 000 MWc pourrait produire l’équivalent de la consommation électrique de 500 000 foyers, à Saucats et aux alentours, en lieu et place de l’activité sylvicole qui existait. Si l’objectif initial a été considérablement taillé, passant d’un parc de 1 000 hectares à 680 hectares, c’est pour répondre à une partie des interrogations environnementales qui pèsent sur le projet, notamment autour du déboisement conséquent. Exit donc le projet d’électrolyseur, de data center et de stockage de batterie. Une stratégie pour tenter d’éteindre l’incendie.

Le dernier parc solaire géant de France ?

Le projet pourrait être l’un des derniers parcs solaires nécessitant un tel défrichement. Les deux entreprises françaises se sont bien dépêchées pour déposer leur dossier auprès des services de l’État, le 5 mars 2024. En effet, un délai de grâce courait pour ce type d’installation jusqu’au 10 mars 2024. Le timing était serré pour être autorisé à défricher une surface de forêt supérieure à 25 hectares, depuis l’adoption de la loi sur les énergies renouvelables du 10 mars 2023 qui l’interdit.

Engie et Neoen espèrent commencer les travaux en 2025 et produire les premiers électrons courant 2027 – 2028. Ces jalons restent hypothétiques, car la grogne reste grande. Elle présage de multiples recours qui pourraient retarder l’installation des panneaux. Lors de la phase de débat public organisée par la Commission Nationale du Débat Public (CNDP), « la localisation du projet sur une parcelle forestière » crispait. Selon les participants, « le photovoltaïque est très loin d’être le plus gros consommateur d’espace, mais il est perçu comme un facteur supplémentaire d’artificialisation et d’avancée du front urbain dans l’espace rural. »

Artificialisation et objectifs climatiques

Sur la décennie précédente, « 24 000 hectares d’espaces naturels, agricoles et forestiers ont été consommés chaque année en moyenne en France, soit près de 5 terrains de football par heure », selon le ministère de la Transition écologique et de la cohésion des territoires. Pour freiner cette tendance, la France s’est dotée de la loi climat et résilience en 2021 pour viser « zéro artificialisation nette des sols » (ZAN) d’ici 2050. Une étape intermédiaire que fixe cette même loi s’établit à 2031 : réduction de moitié de la consommation des espaces naturels, agricoles et forestiers (ENAF). Or, la région Nouvelle-Aquitaine et plus particulièrement la Gironde prévoient plusieurs chantiers d’envergure nécessitant d’artificialiser des sols, parmi lesquels la ligne grande vitesse (LGV) Bordeaux-Toulouse. Elle devrait artificialiser 700 hectares d’ENAF soit autant que le projet de ferme solaire.

Devant cette limitation des nouveaux projets sur des espaces naturels imposée par la nouvelle loi, le président de région Nouvelle-Aquitaine a envoyé une lettre au ministre de la Transition écologique. Alain Rousset demande à Christophe Béchu que tous les aménagements liés au projet ferroviaire soient classés dans la liste des projets d’envergure nationale et européenne (PENE) afin que la consommation d’ENAF soit « mutualisée dans le cadre d’un forfait national. » Celui qui dirige la région depuis 2016 s’étonne aussi que le projet Horizéo ne s’inscrive pas dans cette liste nationale. « Sa prise en compte dans la consommation d’espaces de l’aire métropolitaine bordelaise grèverait pourtant de manière insurmontable ses capacités de développement résidentielles et économiques », regrette l’élu socialiste. Manière d’enfoncer un peu plus ce projet, il ne considère pas ce « projet obsolète par rapport aux orientations de la loi d’accélération des énergies renouvelables » en accord avec l’ambition de la région, elle qui « priorise leur réalisation sur des espaces déjà urbanisés. »

L’article Projet de parc solaire gigantesque en Gironde : le permis de construire est déposé est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Rien pour l’éolien, tout pour le solaire. Le président de la région Auvergne Rhône-Alpes a décidé que le fonds d’investissement OSER, auquel il ajoute 12 millions d’euros, ne financerait plus aucun projet éolien.

Au détour de l’annonce de l’investissement de 12 millions d’euros supplémentaires dans le fond OSER (un fond régional dédié au développement des énergies renouvelables actuellement doté de 20 millions d’euros), Laurent Wauquiez en a profité pour opérer un virage à 180 degrés : aucun nouveau projet éolien ne sera financé par la région AURA. « C’est un contresens écologique dans une région comme la nôtre qui est une région de montagne, avec un impact sur les paysages et la biodiversité. Sans compter l’artificialisation des sols par les cuves en béton qu’elles induisent. » (sic). Il n’y aura « pas de démontage des installations existantes » et la région continuera à soutenir « toutes les actions en justice pour bloquer l’installation d’éolien », a annoncé le président de région.

« Je ne veux pas d’éolien »

Ce vendredi 8 mars marque un tournant : tout pour le solaire, rien pour l’éolien. Ce choix est d’autant plus surprenant qu’il intervient après plusieurs années durant lesquelles il a financé 4 parcs éoliens. « Je ne veux pas d’éolien », prononcé lors de la présentation, aurait pu être transformé en « je ne veux plus d’éolien. » Parmi les précédentes participations du partenariat public-privé OSER, un investissement en fond propres à hauteur de 9 % pour un investissement de 60 millions d’euros. Le parc développé par la compagnie éolienne du pays de romans (Drôme) totalise 40 MW éolien et est exploité depuis 2018. Un projet « exemplaire » qui semble n’avoir plus la cote à la région AURA…

La communauté de communes de Val de Drôme a fait les frais de ce retournement de veste. Alors que les élus devaient voter l’investissement de 24 à 28 millions d’euros dans un parc éolien de 17 mégawatts-crête (MW_c), Médiacités révèle leur stupéfaction lorsqu’ils découvrent le jour-même le retrait d’OSER, financeur à 40 %.

Tout pour les autres énergies renouvelables

Chez Laurent Wauquiez, les panneaux solaires brillent. L’année 2022 illustre cette dynamique : quand l’éolien a gagné 11 MW (+ 1,6 %), le solaire a connu une franche accélération (+ 338 MW soit + 23 %). L’objectif est d’installer d’ici à 2030 une capacité de 6,5 gigawatts-crête (GWc) et 13 GWc d’ici 2050. Preuve de ses arguments en faveur du solaire, reléguant l’éolien dans son ombre, « l’écologie doit s’articuler avec le beau et j’ai du mal à penser que le développement durable doit nous condamner à dégrader les paysages. »

Et au vice-président en charge de l’écologie positive, Thierry Kovacs, en opposition à « l’écologie punitive », de détailler la stratégie : « nous ne voulons pas une écologie d’interdiction, mais d’innovation » à savoir la solarisation de « 300 lycées et 600 000 logements sociaux. » Tout semble nouveau et politiquement raisonné.  Mais est-ce bien raisonnable de faire ce choix à la lecture des Futurs énergétiques de RTE ? « Dans toutes les configurations, il faudra développer largement les renouvelables et notamment l’éolien, une technologie mature et au coût de revient faible », rappelle le gestionnaire du réseau électrique national.

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Une étude publiée dans ScienceDirect constate une perte de 15 à 25 % en puissance de sortie de panneaux solaires positionnés dans 2 villes pakistanaises. La poussière déposée sur les panneaux est responsable de cette baisse de rendement : elle bloque le soleil et chauffe le panneau.

Cinq chercheurs issus d’un laboratoire pakistanais et un anglais ont publié un article dans ScienceDirect autour de l’influence de la poussière sur le rendement des panneaux solaires. Cette dernière entraîne une réduction du rendement dont ils tentent d’élucider les raisons. Leur terrain est constitué de 2 panneaux solaire disposés dans deux villes pakistanaises : Islamabad et Bahawalpur.

Les caractéristiques climatiques des deux villes sont radicalement différentes. Islamabad connaît de son côté des températures plus clémentes, avec 20,3°C en moyenne annuelle. Des pluies fréquentes viennent nettoyer les panneaux solaires dans cette capitale. L’ensoleillement est de 3 691 heures par an contre 3 853 à Bahawalpur. Dans cette seconde ville, la zone désertique fait grimper la température (26,1°C) et entraîne des tempêtes de sable accompagnées de très rares précipitations. Deux modules photovoltaïques de la marque Shivgreen Solar System sont montés dans les deux villes, orientés similairement, d’une puissance de 40 W chacun.

Une poussière qui affecte différemment les deux panneaux

Après 42 jours, la densité de poussière sur le panneaux installé à Islamabad est de 6,388 grammes par mètres carrés (g/m²). Dans le désert de Bahawalpur, elle est supérieure, à 10,254 g/m². Le premier effet qui diminue le rendement du panneau solaire est dû au fait que la poussière accumule la chaleur du soleil et chauffe la surface du panneau solaire. Or, le panneau connaît son meilleur rendement à 25°C et diminue au-delà. Ainsi, le rendement diminue à mesure que la poussière s’accumule.

Comparaison des deux panneaux dans les deux communes au Pakistan / Image : Rashid et al 2023, composition par : RE

La poussière, en plus de chauffer le panneau, masque les cellules du panneau. Le rayonnement n’atteint pas la cellule et l’effet photovoltaïque ne peut avoir lieu. La composition des poussières influe également sur l’absorption des photons. Ainsi, à Islamabad, les poussières proviennent majoritairement de la circulation automobile et des industries et, en conséquence, elle contient plus de carbone (contrairement au désert). En cause, la pollution atmosphérique cause plus de pertes en rendement car elles occultent plus la lumière que le sable.

En conclusion, Bahawalpur a un « excellent potentiel avec la grande efficacité des panneaux solaires. » Mais la forte déposition de poussière entraîne une augmentation plus importante de la température. Les conditions sont donc plus défavorables à moins que le panneau soit régulièrement nettoyé.

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La récente hausse des tarifs de l’électricité annoncée le 1ᵉʳ février 2024 résulte d’une hausse de la fiscalité décidée par le ministre de l’Économie. Une étude de l’Observatoire de l’industrie électrique montre que les taxes appliquées à l’électricité sont 9 fois plus importantes que celles pratiquées pour le gaz, 5 pour le gazole et 11 pour le fioul domestique, relativement aux émissions de CO₂ générées.

En augmentant de 8,6 % le tarif de base de l’électricité au 1ᵉʳ février, le ministre de l’Économie et des Finances assume vouloir sortir progressivement du bouclier tarifaire. Cette aide d’État, instaurée en février 2022, avait pour objectif de plafonner les hausses des prix de l’énergie et a coûté jusqu’ici 90 milliards d’euros. L’augmentation pour les ménages impose une hausse sur les factures de 18 euros par mois pour une maison de quatre pièces chauffée à l’électricité et pour un appartement d’une pièce chauffée à l’électricité, elle devrait être de 8,3 euros.

L’électricité est grandement taxée par rapport à sa faible empreinte carbone

Dans une étude publiée par l’Observatoire de l’industrie électrique (OIE), nous apprenons premièrement que la hausse des tarifs découle d’une hausse de la fiscalité, auparavant allégée durant le bouclier tarifaire : diminution de l’accise sur l’électricité, une des quatre taxes qui s’appliquent à l’électricité, de 22 euros par mégawattheure (€/MWh) en 2021 à 1 €/MWh en 2022 et augmentation de 1 €/MWh en 2023 à 21 €/MWh en 2024. Le deuxième enseignement, et peut-être le plus important, est qu’en comparant les taxes appliquées aux différentes énergies, l’électricité sort grandement perdante du fait de sa grande taxation par rapport à son empreinte carbone.

Selon l’étude, la consommation d’électricité en France est, depuis le 1ᵉʳ février 2024, taxée à hauteur de 1 312 euros par tonne de CO₂ émise. Ce chiffre est calculé sur une base d’une intensité carbone moyenne 2022 de 52 g de CO₂ équivalent par kilowattheure et de la dernière hausse des taxes. En comparaison, la tonne de CO₂ générée par la combustion d’essence est 4 fois moins taxée, celle de fioul domestique 11 fois moins et celle du gaz 9 fois moins. Et ce, malgré l’augmentation de l’accise sur le gaz.

Taxes sur l’énergie rapportées aux émissions de carbone équivalent / Image : OIE

La comparaison effectuée sur la taxation relativement aux émissions est intéressante, mais nécessite d’apporter deux nuances. Premièrement, imaginons que nous décarbonions plus encore le mix électrique français. Cela impliquerait que le contenu carbone de l’électricité française tendrait vers 0. D’après la formule employée, la pénalisation de l’électricité (€/CO₂) tendrait ainsi vers l’infini. Deuxièmement, les taxes ne viennent pas uniquement pénaliser le contenu carbone des énergies. Elles financent aussi les infrastructures nécessaires à leur transport et plus généralement alimentent le budget de l’État (éducation, armée, transition écologique …). Il y a donc, dans ces taxes, une part qui ne dépend pas de l’empreinte écologique.

Une poursuite de la hausse des taxes qui interroge

La hausse brutale de février 2024 n’est pas la dernière. Le « retour à la normale » est prévu pour le 1ᵉʳ février 2025, selon Bercy, avec une accise sur l’électricité passant de 21 €/MWh aujourd’hui à 32 €/MWh le 1ᵉʳ février 2025. L’écart avec les énergies fossiles continuera donc de se creuser et permettra de remplir les caisses de l’État. En effet, les taxes sur l’électricité alimentent directement le budget de l’État et ne sont plus fléchées vers les énergies renouvelables comme c’était le cas jusqu’en 2017. Rien ne permet donc d’affirmer avec certitude que cette hausse de taxe viendra financer la transition écologique.

Au-delà de limiter l’investissement dans des technologies de production propre, la hausse des tarifs de l’électricité encourage le report vers les fossiles. Nous devrions faire l’inverse. La hausse de taxe est de 8,6 % pour les tarifs de base (10,6 millions de consommateurs fin 2022) et de 9,8 % pour les tarifs heures pleines-heures creuses (9,3 millions de consommateurs). La hausse la plus prononcée s’adresse ainsi aux consommateurs qui sont incités à décaler leur consommation des heures de pic de consommation, moment pendant lequel le prix de l’électricité est le plus élevé et le plus carboné à cause du grand recours aux énergies fossiles. Au sein même des offres tarifaires d’électricité, l’augmentation différenciée décourage les contrats visant à faire baisser les prix et décarboner le mix électrique. Rien donc pour faire changer les comportements.

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Des chercheurs du Massachusetts Institute of Technology (MIT) ont développé une nouvelle cathode organique (partie de la batterie chargée positivement) pour les batteries lithium-ion. Cela signifie qu’elle est composée de matériaux abondants sur terre qui viennent remplacer les métaux rares, dont l’extraction et la disponibilité sont problématiques.

Des chercheurs du MIT ont trouvé une alternative plus durable intégrée aux batteries lithium-ion. En mettant au point une nouvelle cathode dont les métaux rares sont remplacés par des matériaux organiques, leur prototype atteindrait des capacités égalant les performances de batteries traditionnelles au lithium. Ces moyens de stockage sont constitués de deux électrodes : la cathode, chargée positivement, et l’anode, chargée négativement. Une électrolyte circule au milieu et permet aux ions de se déplacer pour transporter le courant lors de la charge ou de la décharge.

Or, pour que la cathode gagne en stabilité et densité d’énergie, la plupart de ces dernières sont dopées de cobalt, nickel ou manganèse. Ces trois matériaux sont rares et mal répartis sur la planète, les coûts environnementaux associés à leur extraction sont déplorables, leurs prix fluctuent grandement et ne vont qu’augmenter avec l’explosion de la demande. La façon dont ils sont extraits du sol, notamment en République démocratique du Congo d’où provient deux tiers de l’offre mondiale, pousse également à envisager de se séparer de ces performants mais embarrassants métaux.

Des matériaux organiques pour améliorer la stabilité de la cathode

Venons-en à la solution développée par les chercheurs du laboratoire américain. Le recours à des matériaux organiques est un challenge car, s’ils veulent remplacer les métaux rares, ils doivent répondre à la même stabilité, c’est-à-dire qu’ils doivent rester sur la cathode tout au long de la réaction et ne pas se dissoudre dans l’électrolyte. Ce phénomène créerait un effet délétère : un court-circuit.

Pour que ces matériaux restent solidaires de la cathode, les scientifiques ont développé un matériau constitué de plusieurs couches de TAQ (bi-tetraaminobenzoquinone), dont la structure est similaire au graphite. La molécule jouit aussi de fortes liaisons hydrogène pour améliorer son « attache » à la cathode. Ainsi, la batterie peut aisément réaliser 2000 cycles de charge/décharge avec peu de perte. Afin de fixer la cathode et la couche collectrice de courant et d’éviter la formation de fissure, une faible quantité de cellulose est ajoutée à la cathode.

Représentation de la molécule TAQ / Image : Chen et al 2024

Des résultats encourageants

Quels résultats ont-ils été obtenus ? Un ensemble de tests a été effectuée en laboratoire pour observer la structure du nouveau matériau avec de la diffraction à rayon X et de la spectroscopie dans diverses longueurs d’ondes. Des tests électrochimiques ont été menés sur la nouvelle cathode pour évaluer ses performances vis-à-vis de la cathode traditionnelle au cobalt. Le résultat est concluant : la conductivité et la capacité de stockage égalent celle des batterie actuellement commercialisées. La cathode expérimentale TAQ permet surtout d’accélérer la recharge. Lamborghini a ainsi déposé un brevet.

Les chercheurs se réjouissent de leur trouvaille. L’impact environnemental, social, économique est potentiellement très important. Ces matériaux organiques sont faciles à sourcer car les précurseurs de quinone et amine utilisés sont déjà produits dans des grands volumes. Ils estiment que les coûts des matériaux pour assembler la batterie avec cette nouvelle cathode sont inférieurs au tiers de ceux des technologies cobalt actuelles.

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

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

Un réacteur de 3ᵉ génération

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

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

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

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

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

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

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

Une offre d’uranium en berne

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

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

Quel impact sur la facture d’électricité ?

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

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

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

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