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

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

Feu vert de la Commission européenne pour une aide XXL

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

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

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Le nucléaire gagne du terrain à Bruxelles

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

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

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En plein essor de la transition énergétique, un investissement colossal de 4,5 milliards d’euros vient d’être officialisé pour le développement de l’éolien en mer.

Éolien en mer : un engagement massif pour l’avenir énergétique

L’accord signé par RTE, les Chantiers de l’Atlantique et Hitachi Energy soulève non seulement l’ambition, mais aussi la détermination de la France à se hisser parmi les leaders de l’énergie renouvelable en Europe. Ce contrat, d’une valeur de 4,5 milliards d’euros, vise la construction de trois plateformes électriques haute performance. Destinées aux futurs parcs éoliens offshore de Normandie et d’Oléron, ces infrastructures utiliseront le courant continu pour une efficacité accrue.

Les plateformes en question permettent le transport de l’électricité sur de très longues distances, optimisant ainsi la capture du vent en haute mer où il est le plus régulier et le plus fort. L’expertise des Chantiers de l’Atlantique, reconnue dans la construction de structures maritimes complexes, joue un rôle clé dans ce projet. Près de la moitié des retombées économiques de ce projet seront ressenties en France, renforçant l’industrie locale et l’économie européenne. Près de 70 % de la construction sera française.

Les objectifs du gouvernement sont encore lointains

Ce projet d’envergure a également reçu un appui fort du gouvernement, illustré par la présence de Bruno Le Maire lors de la signature du contrat. Le ministre de l’Économie a réitéré le soutien du gouvernement à l’éolien marin. C’est un secteur jugé très important pour atteindre les objectifs ambitieux de 18 GW d’énergie éolienne en mer d’ici à 2035 et de 45 GW en 2050. Ces objectifs démontrent une volonté claire de transition vers une économie moins dépendante des énergies fossiles.

Malgré l’optimisme, le secteur de l’éolien en mer fait face à des défis significatifs, notamment en termes de raccordement au réseau électrique et de procédures administratives. Cependant, les mesures prises par le gouvernement pour simplifier ces processus promettent d’accélérer le développement. En 2024, RTE allouera plus de 10% de son budget d’investissement, soit 258,3 millions d’euros, à la mise en place des raccordements des parcs éoliens en mer.

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L’électricité renouvelable, c’est bien. Penser au recyclage des systèmes qui permettent de la produire, c’est encore mieux. Celui des panneaux solaires photovoltaïques, justement, s’organise. Et la Belgique, par exemple, voit ses chiffres s’envoler.

Un panneau solaire photovoltaïque, ce n’est pas éternel. Sa durée de vie moyenne est estimée à 30 ans, même si les plus vieilles installations dépassent les 40 ans. Ainsi, en France, plus de 150 000 tonnes de tels panneaux devraient être mis au rebut d’ici 2030. Se basant sur la puissance photovoltaïque installée en 2019, l’Agence internationale des énergies renouvelables projette que la France devra même recycler environ 850 000 tonnes de panneaux dans les 30 prochaines années. Cela peut sembler beaucoup. Mais à titre de comparaison, sachez que 12 000 millions de tonnes de déchets plastiques devraient être produites d’ici 2050.

Sur l’année 2022, Soren, l’éco-organisme agréé par les pouvoirs publics pour la collecte et le traitement des panneaux usagés, annonçait avoir collecté près de 3 900 tonnes de systèmes photovoltaïques. Les sites de recyclage de panneaux solaires, eux, évoquaient un chiffre de plus de 4 000 tonnes. En 2023, le chiffre de Soren était monté à 5 000 tonnes. Et l’objectif 2030 est de pas moins de 42 000 tonnes. Pour un recyclage visé de haute valeur ajoutée.

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La Belgique recycle des panneaux solaires en masse

Avant 2017 toutefois, les panneaux démontés en France étaient envoyés en Belgique pour y être valorisés. Et justement, PV Cycle Belgique annonce aujourd’hui de son côté avoir collecté un record de plus de 400 tonnes de panneaux solaires durant le premier trimestre 2024. L’équivalent de quelque 18 500 panneaux photovoltaïques. Un chiffre qui peut sembler léger comparé à celui de la France. Mais un chiffre en nette progression par rapport à celui de l’année 2023. L’année dernière en effet, PV Cycle Belgique n’avait collecté, en tout et pour tout, que 658 tonnes de panneaux solaires photovoltaïques. Selon le spécialiste de la collecte et du recyclage des panneaux solaires en Belgique, la quantité de panneaux recyclés a plus que quadruplé dans le pays ces cinq dernières années.

Et ce n’est pas terminé. Puisque le nombre de panneaux solaires installés en Belgique ne cesse d’augmenter. Fin 2023, le pays a atteint une puissance cumulée d’au moins 10 gigawatts-crête (GWc). C’est 70 % plus que l’année d’avant. De quoi permettre au plat pays de caracoler dans le peloton de tête des pays qui comptent le plus de panneaux photovoltaïques par habitant. Alors PV Cycle Belgique se prépare en nouant des partenariats. Avec des professionnels du recyclage, mais aussi avec des vendeurs de panneaux. Plus de 400, désormais.

Le recyclage des panneaux solaires prévu dès la conception et la vente

D’un point de vue pratique, rappelons qu’en Belgique comme en France, une écoparticipation — autour de 1 euro par panneau — versée à l’achat autorise à déposer ses panneaux en fin de vie dans un point de collecte. Il en existe environ 200 dans notre pays. Et sachez qu’aujourd’hui, en moyenne, plus de 94 % des matériaux qui composent un système photovoltaïque sont recyclables. Le verre — entre 70 et 80 % du panneau —, l’aluminium, le plastique, le suivre ou l’argent, mais aussi le silicium. Ce dernier peut être recyclé 4 fois et se retrouver dans de nouveaux panneaux solaires ou dans des appareils électroniques divers.

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Les projets liés à l’hydrogène commencent à se développer en Europe. Pour accélérer leur réalisation, l’Europe participe activement au financement.

De nouveaux projets à l’hydrogène

L’Europe court après l’objectif ambitieux de la neutralité carbone pour 2050. De fait, la Banque de l’Hydrogène émerge comme un pilier clé. Cette initiative, qui n’a rien à voir avec un établissement financier, représente un mécanisme astucieux pour stimuler l’économie verte. Sa mission ? Soutenir la production d’hydrogène renouvelable, essentiel pour alléger l’empreinte carbone de secteurs très gourmands comme l’acier ou le ciment. En réallouant les fonds issus des recettes du marché du carbone, la Banque vise à produire 10 millions de tonnes d’hydrogène par an d’ici 2030, sans oublier d’en importer la même quantité.

L’UE propose aux producteurs d’hydrogène des primes fixes par kilogramme, un coup de pouce pour rendre ces initiatives vertes plus rentables. Cette stratégie est cruciale : elle réduit l’écart de coût avec l’hydrogène issu des énergies fossiles, encore trop souvent compétitif. Ainsi, l’UE garantit la viabilité financière des projets et ouvre la porte à plus d’investissements, notamment privés.

7 projets retenus sur 132 déposés

Le choix des projets bénéficiaires est le fruit d’une sélection rigoureuse : sur 132 candidatures de 17 pays différents, seulement sept ont été retenus. Ces projets, situés en Espagne, au Portugal, en Finlande et en Norvège, se partageront 720 millions d’euros. Dans les faits, les aides varient de 8 à 245 millions d’euros. Une fois la convention signée, ces projets auront cinq ans pour commencer à produire de l’hydrogène certifié renouvelable. De son côté, l’Europe maintient la subvention jusqu’à 10 ans.

En dépit de la non-sélection des projets français lors de cette première vague, l’espoir demeure. Une seconde mise aux enchères est déjà programmée avant la fin de l’année 2024. L’UE précise que les subventions ne sont pas cumulables avec d’autres aides d’État, afin de préserver une concurrence saine.

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

Centrale nucléaire de Cattenom : une surproduction d’électricité inédite

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

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

Aucune répercussion sur les prix à priori

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

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

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Marc tient la chaîne Youtube Univers Tesla, bien sûr dédiée aux véhicules de la célèbre marque, mais pas seulement. Il s’intéresse également à l’énergie photovoltaïque, à l’autonomie, et aux moyens de réduire sa facture d’énergie. Et il vient d’opter pour l’option Tempo, dont il compte bien utiliser le plein potentiel. Nous avons interrogé Marc pour savoir comment il s’y est pris pour « tuer le game ».

Pour réduire notre dépendance aux combustibles fossiles, il n’existe pas aujourd’hui de nombreuses alternatives : la plus directe consiste à électrifier. C’est en tout cas la stratégie choisie par Marc, de la chaîne Youtube Univers Tesla. Ce dernier s’est équipé de deux voitures électriques : deux Tesla Model 3, une Long Range dotée d’une batterie de 75 kWh, et une version Standard de 60 kWh. Son domicile est équipé d’une pompe à chaleur pour le chauffage, d’un chauffe-eau thermodynamique pour l’eau chaude sanitaire (ECS), ainsi que d’une centrale photovoltaïque de 12 kW (sans contrat de revente).

Dernièrement, Marc a fait l’acquisition d’une batterie de 30 kWh, une capacité conséquente pour un logement. Et c’est cette dernière qui va lui permettre d’utiliser au mieux l’option Tempo.

Quelle stratégie pour optimiser l’option Tempo d’EDF ?

L’option Tempo, que nous avons déjà largement abordée dans nos colonnes, est une option du Tarif réglementé de vente de l’électricité (TRVE) proposé par EDF. Il comprend trois tarifs :

Le tarif de l’option Tempo est donc très avantageux avec des économies allant de 30 à 40 % environ la plupart du temps. Sauf 22 jours/an, les « jours rouges », où le tarif peut être multiplié par 3 durant les heures pleines. La stratégie d’optimisation de sa facture avec Tempo est donc claire : acheter de l’électricité pendant les périodes de tarif bleus et blancs, particulièrement en heures creuses, et en acheter le moins possible pendant la période de tarif rouge en heures pleines.

Mais pour en acheter le minimum, il faut avoir une stratégie bien rodée : « en plein été, les panneaux photovoltaïques donnent à plein et il est possible de fonctionner, voire de rouler à 100 % au solaire. Mais en hiver, ce n’est plus possible, et c’est en hiver qu’il y a les jours rouges. J’ai donc longtemps hésité à passer à l’option Tempo. Mais aujourd’hui, je suis confiant. »

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Comment passer les jours rouges sereinement ?

Marc a réalisé une analyse très précise du calendrier de l’option Tempo, et sa correspondance avec la météo de Toulouse, où il habite. « J’ai constaté que les jours rouges se produisaient le plus souvent lors des périodes de froid, mais ces périodes de froid ne correspondent pas systématiquement à des périodes sans soleil. Au contraire ! 50 % du temps, il fait froid et le temps n’est pas couvert. » Pendant ces jours, l’installation photovoltaïque continue donc à produire beaucoup, et il n’a pas besoin d’acheter de l’électricité sur le réseau, même lorsque ce sont des jours rouges.

Par ailleurs, il a multiplié ses capacités de stockage. Il a doublé sa capacité de stockage d’ECS en utilisant un ancien cumulus électrique. « Il s’agit d’une installation préexistante, que j’ai pu mettre à contribution. » Ce cumulus réduit globalement le rendement électrique de la production d’ECS, mais elle permet d’augmenter l’autoconsommation en stockant de l’eau chaude produite les jours ensoleillés. Autre subtilité : il alimente son lave-vaisselle directement avec cette eau chaude, ce qui réduit d’autant les besoins électriques.

Enfin, Marc a fait l’acquisition d’une batterie électrique, de marque Gobel Power, de technologie LFP, et pour une capacité totale de 30 kWh.Elle a une durée de vide 6 000 cycles. Si l’on consulte le site de Gobel Power, une telle batterie pourrait coûter de l’ordre 6 000 € (en incluant l’électronique, mais hors main d’œuvre), voire seulement 4 800 € en autoconstruction de la batterie en kit. En considérant l’hypothèse haute de prix, une charge comprise entre 10 et 90 % de la capacité de la batterie, de façon à préserver autant que possible sa durée de vie, le coût de stockage de l’électricité est de l’ordre de 0,04 €/kWh stockés.

Le surcoût du stockage est donc inférieur à la différence entre les prix de l’option Tempo (jours bleus et blancs) et les prix de l’option Heures Pleines-Heures Creuses. Une électricité Tempo achetée au bon moment et stockée revient donc au même prix que l’électricité achetée sur la base de contrats plus classiques.

Voilà pourquoi Marc a sélectionné l’option Tempo : l’ensemble de son installation lui permet aujourd’hui d’envisager en toute sérénité le passage des jours rouges, sans avoir à acheter de l’électricité pendant ces périodes à éviter. « Je ne voulais pas avoir à faire la loi à la maison, et stresser tout le monde les jours rouges. Là, je serais zen. » Zen, tout en réduisant sa facture et en participant à l’équilibre électrique du réseau, que demander de plus ?

Retrouvez l’installation de Marc dans sa vidéo Youtube.

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Le projet pilote de trois éoliennes flottantes Eolmed, situé au large de Gruissan en Méditerranée, va-t-il vraiment voir le jour ? Alors que le chantier a démarré il y a un an maintenant, son développeur rencontre des difficultés financières, à l’instar des autres porteurs de projets éoliens flottants en France : Provence Grand Large (PGL) et Éoliennes flottantes du golfe du Lion (EFGL). Si aucune solution n’est trouvée, cette situation pourrait mettre en difficulté toute la filière française de l’éolien flottant.

La société Qair tire la sonnette d’alarme ! Le budget de son projet pilote Eolmed, composé de 3 éoliennes flottantes de 10 MW, est en train d’exploser. En cause, un monde qui a bien changé depuis 2016, année d’attribution du projet par l’ADEME. Initialement estimé à 212 millions d’euros, le projet subit de plein fouet les conséquences du Covid, de l’inflation et de la guerre en Ukraine. Résultat, le prix des matières premières ne cesse de grimper et le projet cumule déjà une année complète de retard.

Pour l’heure, Qair estime les surcoûts à plus de 50 % de l’enveloppe initiale. La situation est donc particulièrement tendue. Olivier Guiraud, directeur du développement des énergies marines renouvelables chez Qair, a récemment annoncé qu’en l’absence de soutien de la part du gouvernement, la société serait dans l’obligation de refuser les hausses de tarifs de ses fournisseurs, ce qui pourrait mettre en péril l’ensemble du projet et de la filière. Aujourd’hui, le taux de retour sur investissement de ce projet frôle les 0 %, sans compter d’éventuelles charges supplémentaires lors des 20 ans d’exploitation du futur parc.

L’entreprise française n’est d’ailleurs pas la seule concernée. De son côté, Ocean Winds est dans une situation similaire sur son projet des Éoliennes flottantes du golfe du Lion (EFGL). EDF Renouvelables, qui s’apprête à mettre en service le parc Provence Grand Large (PGL), n’a pas non plus réussi à atteindre l’équilibre financier à cause de problèmes similaires.

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Un tarif d’achat de l’électricité qui n’est plus en adéquation avec la réalité actuelle

Face à l’urgence de la situation, les trois entreprises ont envoyé une demande de soutien au gouvernement français en février dernier. Ce dernier est bien au fait des difficultés financières que rencontrent le secteur des énergies renouvelables. Pour aider les acteurs de la filière, il a même mis en place en urgence, par l’intermédiaire de la commission de régulation de l’énergie (CRE), un dispositif appelé coefficient d’indexation K, censé protéger les producteurs contre le risque d’évolution du prix des matières premières et des coûts de financement entre la désignation en tant que lauréat et la décision finale d’investissement. Mais il y a un hic : ce coefficient ne s’applique pas aux trois projets pilotes méditerranéens, mais uniquement aux projets issus de la programmation pluriannuelle de l’énergie.

En 2016, lors de l’attribution des projets, le prix d’achat du mégawattheure (MWh) avait été fixé à un tarif déjà très élevé de 240 €/MWh, prenant compte le caractère expérimental des projets. À l’époque, le prix de l’électricité, sur le marché SPOT, était de 40 €/MWh. Il dépasse aujourd’hui les 90 €/MWh. Pour se faire une idée, le premier parc éolien flottant pilote de France, PGL, a nécessité un investissement estimé à plus de 300 millions d’euros. Cela représente environ 100 millions par éolienne, contre 25 millions d’euros pour une éolienne en mer posée commerciale, ou 57 millions d’euros pour le premier parc éolien flottant commercial du monde en Norvège.

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Le marché de la voiture électrique en France se maintient au mois d’avril 2024, malgré une baisse des immatriculations en Europe qui préoccupe les constructeurs locaux confrontés à l’arrivée des constructeurs chinois.

 

Voiture électrique : le marché français montre des signes de résilience

Le marché des voitures électriques en France semble montrer des signes de résilience. Après trois mois affichant une baisse des ventes de véhicules neufs, les voitures électriques représentent 17 % des parts de marché de l’automobile au mois d’avril 2024, selon les chiffres du cabinet AAA Data. Ce chiffre représente non seulement une stabilité mais également une légère croissance, avec un total de 146 977 immatriculations, soit une hausse de 14 471 par rapport à l’année précédente.

Une légère croissance qui semble être attribuable au dispositif du leasing social, qui a permis de rendre l’électromobilité plus accessible, et qui a vu son nombre de dossiers retenus doubler (50 000 au lieu de 25 000 initialement prévus). Le top 3 des véhicules électriques les plus vendus en France illustre bien la popularité des citadines qui, malgré leur faible autonomie, sont vendues à des prix plus abordables : la Peugeot e-208 (3 185 immatriculations), la Peugeot e-2008 (2 164 immatriculations), et la Renault Twingo Electric (1 842 immatriculations).

 

Les prix restent le principal frein à l’électromobilité

Le principal frein à l’achat d’une voiture électrique reste son coût élevé, qui est en moyenne de 14 813 euros supérieur à celui d’un modèle essence et qui a augmenté de 2 %, portant ainsi le prix moyen d’un véhicule électrique neuf, hors bonus écologique, à 41 998 euros. Une barrière financière à laquelle s’ajoutent toujours le manque de bornes de recharge et le manque d’autonomie de ces véhicules.

À noter néanmoins que les ventes de voitures électriques en France sont supérieures à celles observées dans le reste de l’Europe, ces dernières ayant enregistré une croissance de plus de 25 % par rapport à l’année 2023, tandis que les voitures électriques ne représentent plus que 11 % des parts du marché européen, contre 14,6 % en 2023. 

 

L’arrivée des constructeurs chinois s’intensifie

Le marché européen de l’automobile électrique est également perturbé par l’arrivée des constructeurs chinois tels que BYD, qui proposent des véhicules à des prix très compétitifs. En 2024, BYD a entamé la construction de sa première usine en Hongrie qui devrait être opérationnelle d’ici 2025. Le constructeur chinois a par ailleurs annoncé qu’il allait se doter d’une seconde usine pour intensifier sa production sur le sol du Vieux Continent et bénéficier des aides publiques à l’achat d’un véhicule électrique neuf.

Plusieurs pays membres de l’UE ayant diminué leurs aides, les constructeurs européens ont de quoi être inquiets de l’implantation de leurs concurrents chinois sur leur marché. Les marques chinoises, par exemple, détiennent déjà 12% des parts de marché en Norvège. Reste à voir si les 27 engageront de nouvelles mesures protectionnistes telles que celles prises par les États-Unis…

 

 

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Un vaste projet de production d’hydrogène à partir d’énergie solaire, et ce dans une zone qui consomme beaucoup d’hydrogène gris, cela ressemble à un projet bien en ligne avec les objectifs de décarbonation et de souveraineté. Toutefois le maire de la commune de Fos-sur-Mer s’y oppose, après en avoir été un défenseur. Découvrez pourquoi.

À l’origine, un projet de ferme solaire couplée à une usine d’hydrogène vert, prévue sur la commune de Fos-sur-Mer : le projet HyVence. Ce projet est double. En premier lieu, une centrale photovoltaïque sur les étangs de Lavaladuc et d’Engrenier, en mesure de produire environ 800 GWh/an. Et en deuxième lieu, une usine de production d’hydrogène par électrolyse, à hauteur de 15 000 t/an, alimentée par cette même énergie solaire.

L’hydrogène était destiné à être ensuite utilisé dans les installations industrielles voisines, lesquelles consomment déjà plus de 100 000 t d’hydrogène chaque année. Ce dernier est produit aujourd’hui à partir de méthane. Il s’agit donc d’un projet dont la taille n’est pas de nature à remplacer l’intense activité pétrochimique de la région, mais plutôt à réduire sa consommation globale en hydrocarbures fossiles.

Le projet vise un démarrage de la construction en 2025, pour un début d’exploitation commerciale entre 2028 et 2030. L’investissement prévu est de 600 millions d’euros.

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Un projet mené par un acteur historique de la région

Le projet est mené par Géosel, une société peu connue, mais dotée d’un rôle très important vis-à-vis de la stratégie nationale pour l’énergie : elle est garante des stocks stratégiques de pétrole de notre pays. Et ce, depuis sa création il y a plus cinquante ans, en 1967, à la suite du choc pétrolier provoqué par la crise de Suez de 1956.

Son principal stock est situé à Manosque, dans des cavités de sel situées à plus de 1000 m de profondeur. Il peut contenir 9 millions de m³ de pétrole, soit environ un mois et demi de consommation française. Pour l’anecdote, le stock a été sollicité lors de la crise ukrainienne, lors de la mise en place des sanctions contre le diesel russe.

Lorsque les cavités ne sont pas remplies de produits pétroliers, elles sont emplies d’eau mélangée à du sel (saumures). Lorsqu’il s’agit de les remplir à nouveau, le saumure est évacué vers les étangs de Lavalduc et d’Engrenier à Fos-sur-Mer. Et il s’agit justement des lacs sur lesquels il est envisagé de construire les centrales photovoltaïques. Des surfaces qui ont donc déjà été artificialisée.

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La volte-face du maire de la commune

La concertation préalable pour le projet a été ouverte le 27 mars, et doit se terminer le 20 mai. Toutefois, le maire de Fos-sur-Mer, René Raimondi, a d’ores-et-déjà demandé l’abandon du projet. Il en était pourtant un promoteur. La cause de sa volte-face ? Comme il s’en explique dans un communiqué, les habitants de la commune, ainsi que ceux des communes voisines, sont opposés au projet.

Par leur opposition, les habitants ont traduit leur « sentiment de trop plein » vis-à-vis du nombre d’installations industrielles à Fos-sur-Mer. Il a été objecté que les étangs étaient déjà artificialisés, mais il s’avère que la partie Est de la commune était encore préservée des industries. Et Fos-sur-Mer est une commune déjà lourdement industrialisée. Le maire a donc réitéré son engagement à ne pas aller contre l’avis de ses administrés.

Dans son communiqué, le maire convient de l’intérêt du projet au regard de la décarbonation et de la souveraineté industrielle, mais il conclut son texte par les mots suivants : « Mais je l’entends : pas toujours à Fos, par uniquement à Fos ».

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

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

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

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

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

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

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

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

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Le Gouvernement annonce ce jour qu’il renonce à présenter une loi de programmation de l’énergie et relance une consultation sur la Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE). Ce n’est une bonne nouvelle ni pour le climat, ni pour l’autonomie stratégique de la France, ni pour notre sécurité énergétique.

Le point positif, c’est la référence à la « stratégie française énergie climat » (SFEC) qui avait été largement débattue tout à long de l’année 2023. Mais on se demande l’intérêt de la soumette à nouveau à un débat public, au risque de perdre encore un temps précieux.

Quoi qu’il en soit, prenons acte de la volonté du ministre de l’énergie de reprendre les conclusions des travaux menés l’année dernière, qui avaient permis d’identifier les objectifs de développement des énergies renouvelables nécessaires pour garantir la sécurité énergétique de la France, tout en accélérant la sortie des énergies fossiles : une multiplication par 5 de la production d’électricité solaire (soit 100 GW de capacités installées) d’ici 2050 ; un doublement de la capacité de production éolienne terrestre (soit 40 à 45 GW) ; une capacité de 45 GW d’éolien en mer. Le ministre n’a cependant pas précisé l’ambition qu’il porte s’agissant des filières de production de chaleur renouvelable, qui seront absolument essentielles pour boucler l’équation énergétique globale, notamment le bois-énergie, tandis que les objectifs affichés pour les gaz renouvelables semblent beaucoup trop faibles (multiplier la production de biogaz par 5 d’ici 2050). Ajoutons enfin qu’il manque dans ce texte les objectifs permettant de lancer les premiers appels d’offres sur l’hydrolien, comme le Président de la République s’y est engagé à Nantes le 28 novembre dernier.

Mais la PPE, c’est le règlement. En renonçant à se doter d’un cadre stratégique législatif, la France sous-estime la nécessité d’une assise politique forte pour conduire dans la durée les changements qu’implique la transformation de notre système énergétique. La France rate ainsi l’occasion de graver dans le marbre les engagements qu’elle a pris au travers de l’accord de Paris pour atteindre la neutralité carbone en 2050.  Par ce choix, elle se met en porte-à-faux vis-à-vis des engagements européens qu’elle a pris en matière de développement des énergies renouvelables, puisqu’elle maintient dans le code de l’énergie des objectifs en-deçà de ceux définis dans la directive RED 3.

Ce renoncement fait peser un doute sur le volontarisme avec lequel le Gouvernement entend aborder la transition énergétique, et ce alors que l’ADEME a chiffré fin 2023 le coût de l’inaction climatique à 10% du PIB, soit 260 milliards d’euros annuels.  Les industriels appelés à mettre en œuvre les investissements considérables nécessaires à la transition énergétique ne peuvent donc pas s’appuyer sur une vision de long terme définie par la représentation nationale.

Curieusement, le gouvernement prévoit un projet de loi pour la protection des consommateurs qui vise l’action des fournisseurs. Mais dans la hiérarchie des insécurités, la première et la plus importante est l’instabilité des prix à laquelle nous expose notre dépendance de plus de 60 % aux énergies fossiles importées. La première façon d’apporter de la sécurité aux consommateurs, c’est de retrouver de la souveraineté énergétique, et cela mérite bien une loi !

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Pour produire de l’électricité, il faut parfois en passer par des ouvrages imposants. Même s’ils peuvent rester cachés à nos regards. C’est le cas d’un tunnel qu’EDF a creusé dans la montagne française il y a déjà plus de 70 ans. Le tunnel de Malgovert.

Les initiés l’appellent la galerie de Malgovert. Un tunnel de 4,5 mètres de diamètre et de près de 15 km de long. Le tout creusé sous le mont Pourri (Savoie), à quelque 1500 mètres d’altitude. Jusqu’au début de ce mois de juin, EDF y réalise des travaux de maintenance et de modernisation. Il faut dire que ce tunnel a été percé il y a plus de 70 ans déjà. En 1952. Pendant la mise en chantier du barrage de Tignes. Et même si d’importants travaux y ont déjà été menés il y a quelques années, de nouvelles interventions sont toujours utiles.

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Un tunnel pour acheminer l’eau d’un barrage vers une centrale hydroélectrique

Pour bien comprendre, il faut situer le chantier. L’histoire se joue sur le domaine de la Haute Tarentaise (Savoie). Là, EDF exploite un important complexe hydroélectrique. Des prises d’eau, plusieurs centrales et des barrages. Parmi eux, celui de Tignes. Il est le plus haut barrage de France, perché à environ 1 700 mètres d’altitude. Sa capacité : 235 millions de m³. C’est l’équivalent de 110 000 piscines olympiques.

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Le tunnel de Malgovert correspond à ce que les experts appellent une galerie d’amenée. Le tunnel, en effet, court pour ainsi dire du barrage de Tignes — plus exactement, de la retenue des Brévières qui alimente aussi la première usine hydroélectrique en aval du barrage de Tignes — jusqu’à la centrale hydroélectrique de Malgovert. Il fonctionne comme un drain non étanche et collecte ainsi une eau déversée jusqu’à 100 litres par seconde dans une galerie blindée de 3,20 mètres de diamètre. Le tout sur une distance de 14,7 kilomètres jusqu’à deux conduites forcées qui accélèrent alors la chute de l’eau vers l’usine hydroélectrique de Malgovert.

Celle-ci a été mise en service en 1953. Elle turbine jusqu’à 50 mètres cubes par seconde de l’eau stockée par le barrage de Tignes. Et elle produit environ 680 gigawattheures (GWh) par an. C’est l’équivalent de la consommation de plus de la moitié des habitants de la Savoie. La production de l’ensemble du complexe hydroélectrique, quant à elle, atteint les 80 % des besoins du département.

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Le tunnel de Malgovert en travaux

Il y a quelques années, c’est surtout sur les conduites forcées que des travaux ont été effectués. Celles par lesquelles l’eau chute de quelque 700 mètres vers les turbines de l’usine de Malgovert. L’opération délicate par son envergure, mais aussi par les conditions de terrain — avec des pentes parfois à 80 % — et par les conditions météorologiques, a mobilisé jusqu’à 200 personnes. Le tout organisé de manière à limiter au maximum l’impact sur l’environnement et la population.

Pour mener à bien les nouveaux travaux de modernisation et de maintenance nécessaires dans le tunnel de Malgovert, EDF Hydro Alpes a d’abord dû provoquer un « assèchement » de la retenue du barrage de Tignes depuis le début de l’hiver. Comprenez que l’eau stockée a été utilisée régulièrement pour produire de l’hydroélectricité. Et lorsque la retenue a atteint son niveau minimum d’exploitation — soit environ 1655 mètres NGF, en d’autres mots, 1655 mètres au-dessus du « nivellement général de la France », soit presque autant de mètres au-dessus du niveau de la mer —, il y a quelques jours, les opérations ont pu commencer. Un chantier de 7 millions d’euros pour reprendre, notamment, les parties blindées de la galerie, les portes étanches, les conduites forcées et les groupes de production. Ensuite, la fonte des neiges, attendue dans les semaines à venir, devrait permettre au barrage de Tignes de retrouver progressivement son niveau habituel pendant l’été.

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Avec la fin progressive du bouclier tarifaire annoncée pour 2025, les Français sont confrontés à un prix de l’électricité en constante hausse et à son impact sur leur budget.

 

Une étape est franchie : les Français ont compris que nous étions entrés dans une nouvelle ère, celle de l’énergie qui a un coût, celles des énergies dites « conventionnelles » qui sont chères, qui impactent le pouvoir d’achat et nécessitent de faire des choix et de penser à une autre manière de consommer.

 

Cette année, l’enveloppe moyenne allouée au règlement des factures d’énergie atteint un sommet historique puisque, selon la dernière édition de notre baromètre Qualit’EnR, les Français affectent désormais 20 % de leur budget au règlement des factures de chauffage, eau chaude et électricité…

 

Pour mieux gérer son budget, il faut d’abord comprendre ses factures

 

L’inquiétude est de mise puisque plus d’un Français sur deux s’inquiète de sa capacité à faire face aux prochaines augmentations alors qu’ils sont déjà nombreux à rencontrer des difficultés à les payer aujourd’hui. Dans ce contexte, l’inquiétude pourrait vite se transformer en méfiance tant les factures et la tarification semblent difficiles à comprendre pour certains. De plus, l’écosystème de la rénovation énergétique apparait nébuleux pour la plupart. Soyons clairs, les Français sont légitimes à demander une clarification de leur facturation et des dispositifs d’aides à la rénovation énergétique de leur habitat afin de pouvoir gérer le coût de l’énergie en accord avec leur pouvoir d’achat !

 

Les EnR ont un rôle central à jouer

 

Les Français ont désormais une vision claire du rôle essentiel que les énergies renouvelables vont jouer pour diminuer le montant de leurs factures et améliorer la performance énergétique de leur habitat. En 2024, ils sont unanimes à encourager le développement de la filière EnR pour les solutions de chauffage, d’eau chaude et d’électricité. Ils estiment que les EnR sont incontournables pour améliorer la performance énergétique de leur habitat. Ils citent spontanément les travaux de rénovation énergétique ou l’achat d’équipements performants comme un moyen de réduire leurs factures énergétiques : les pompes à chaleur, le photovoltaïque, les poêles à bois, la chaleur solaire ont le vent en poupe !

 

Besoin de stabilité et de perspective

 

Pour aider les Français à adapter leur mode de consommation énergétique et à opérer en confiance la transition énergétique de leur habitat, donnons-leur les moyens d’agir ! Offrons-leur une perspective et un champ d’action en programmant sur plusieurs années une politique d’éligibilité aux financements, de conseil et de fléchage stable associant pleinement tous les acteurs de la rénovation énergétique, installateurs et industriels compris.

 

André JOFFRE est le président de Qualit’EnR, l’association française pour la qualité d’installation des systèmes à énergie renouvelable. De formation ingénieur Arts et Métiers et fervent militant du développement de l’énergie solaire, il travaille depuis plus de 40 ans dans le domaine.

Il y a 42 ans, il participe avec trois autres associés à la création de TECSOL, qui est aujourd’hui le principal bureau d’études indépendant spécialisé en énergie solaire. 

Il est également le président du pôle de compétitivité DERBI, qui réunit dans la région Languedoc-Roussillon les acteurs impliqués dans le développement de la filière des énergies renouvelables. 

Il préside Qualit’EnR depuis sa création en 2006 jusqu’en 2018 et à nouveau depuis 2019.

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

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

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

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La guerre en Ukraine au cœur du problème

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

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

 

 

 

 

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

Mini-réacteur nucléaire : il sera basé à Bazancourt

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

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

Le marché des PRM est en pleine expansion

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

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

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Malgré une prise en compte systématique, l’intégration des enjeux de biodiversité dans les installations photovoltaïques n’est, actuellement, régie par aucun cadre normatif. Heureusement, grâce à la création récente de l’observatoire des énergies renouvelables et de la biodiversité, cette situation pourrait bientôt changer.

Si chaque développeur de projet photovoltaïque a pour obligation de mettre en place des mesures permettant la préservation de la biodiversité, il n’existe actuellement aucun cadre normatif ou réglementaire sur le sujet. Cette situation, en plus de représenter un poids pour les développeurs des projets, empêche la réalisation de suivi d’impact sur le long terme. Pourtant, de nombreuses études sont menées chaque année par l’ADEME, des organismes comme la LPO (Ligue pour la protection des oiseaux) ou encore des associations sur l’impact de ces installations sur l’environnement.

Pour permettre la centralisation et la mise en application de ces données, un observatoire des énergies renouvelables et de la biodiversité vient d’être créé. Ce nouvel organisme, sous la tutelle du ministère chargé de l’énergie et du ministère de l’environnement, devrait permettre de faire le lien entre les porteurs d’études et les parties prenantes au développement des installations solaires.

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Un protocole pour le déploiement du solaire au sol et flottant

L’observatoire travaille d’ores et déjà avec le Syndicat des énergies renouvelables (SER) et Enerplan (Syndicat de l’énergie solaire renouvelable) afin de développer des protocoles relatifs au déploiement de centrales photovoltaïques au sol et flottantes. Ce projet devrait d’abord permettre la création d’un état initial visant à standardiser la méthodologie actuelle. Cette harmonisation devrait permettre de réaliser un meilleur suivi d’impact et d’obtenir des données plus faibles, et donc plus facilement exploitables d’un point de vue scientifique.

Le protocole en question devrait, à terme, permettre de rassembler l’ensemble des connaissances et des données acquises grâce à des projets comme ENVOLtaïque (incidence du photovoltaïque au sol sur les cortèges d’oiseaux), Hydrindic (suivi de la restauration de zones humides), ou encore des études comme celle réalisée par la LPO et le Muséum d’histoire naturelle sur l’impact du photovoltaïque sur les chiroptères.

 

 

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

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

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Un wagon entièrement conçu pour les mesures gammaspectrométriques

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

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Des moyens toujours importants

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

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

 

 

 

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

D’importants retards accumulés et un coût astronomique

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

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

Un réacteur sous haute surveillance

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

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

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Imaginez un futur proche où remplir le réservoir de votre voiture contribue activement à la lutte contre le changement climatique. Ce futur pourrait être plus proche que vous ne le pensez, grâce à une innovation majeure dans le domaine des carburants : un nouveau type de superéthanol E85 entièrement renouvelable et potentiellement moins cher.

Carburant 100 % renouvelable : qu’est-ce que c’est ?

Le Superéthanol E85 n’est pas un inconnu sur les routes françaises, mais sa composition est sur le point de connaître une transformation radicale. Actuellement vendu à environ 90 centimes le litre, ce carburant se compose principalement de biomasses comme les céréales ou les betteraves. La nouveauté ? La version à venir promet d’être 100% issue de biomasse, sans aucune trace d’énergie fossile, rendant ce carburant complètement renouvelable. Nicolas Kurtsoglou, responsable carburant de Bioéthanol France, explique sur RTL que cette avancée est possible grâce à l’utilisation de sources innovantes telles que l’huile de cuisson usagée.

L’aspect le plus impressionnant du nouveau E85 ne réside pas seulement dans sa composition. Selon Nicolas Kurtsoglou, ce carburant pourrait réduire les émissions de CO2 de 70% et les émissions de particules et d’oxyde d’azote de 90 à 98% par rapport à l’essence traditionnelle. Ces chiffres soulignent un double avantage : écologique et économique. Le prix prévu autour de 1 euro le litre rend ce choix non seulement vertueux pour l’environnement, mais également attrayant pour le portefeuille des consommateurs.

Un futur acteur clé de la transition énergétique ?

Malgré ses promesses, plusieurs questions demeurent quant à l’adoption généralisée du nouveau E85. Quand exactement ce carburant sera-t-il disponible à la pompe ? À quels types de véhicules s’adressera-t-il, et comment sera-t-il distribué ? Ces interrogations sont cruciales pour évaluer la viabilité à long terme de cette solution énergétique.

Le passage à un carburant entièrement renouvelable tel que le Superéthanol E85 représente une avancée significative dans notre quête d’un avenir plus durable. Avec des avantages tant économiques qu’écologiques, ce carburant pourrait bien être l’un des acteurs clés de la transition énergétique en France. 

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