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

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

Un wagon entièrement conçu pour les mesures gammaspectrométriques

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

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

Des moyens toujours importants

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

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

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

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

D’importants retards accumulés et un coût astronomique

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

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

Un réacteur sous haute surveillance

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

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

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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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Alors que la fin des tarifs réglementés de vente de gaz a marqué un tournant, la Commission de régulation de l’énergie envisage de prolonger le prix repère du gaz naturel.

Le prix repère de la CRE : bien pratique pour les consommateurs

Depuis la suppression des tarifs réglementés en juin 2023, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) a instauré un prix repère de vente de gaz naturel (PRVG) mensuel. Ce système, prévu initialement pour un an, sert de référence pour comparer les offres du marché, reflétant les coûts d’approvisionnement et de distribution. La CRE estime que cette initiative a grandement aidé les consommateurs à naviguer dans le nouvel environnement concurrentiel, malgré la volatilité des prix sur les marchés internationaux. Sa prolongation au-delà du 1ᵉʳ juillet 2024 est donc bien partie.

L’analyse de la CRE révèle un accueil positif du PRVG, utilisé par de nombreux fournisseurs pour calibrer leurs offres. Cependant, l’association UFC-Que Choisir critique l’absence d’un tarif de référence fixe, qui stabiliserait les prévisions budgétaires des ménages face aux fluctuations mensuelles. La loi énergie-climat de 2019 a marqué la fin des Tarifs Réglementés de Vente de Gaz (TRVG) au 30 juin 2023, cette mesure a également été critiquée par l’UFC-Que Choisir pour son timing inopportun dans un contexte de forte fluctuation des prix du gaz.

Vers un nouveau prix repère pour les offres fixes ?

Actuellement, une consultation publique est en cours pour décider de l’avenir du PRVG. Emmanuelle Wargon, présidente de la CRE, a exprimé son désir de pérenniser ce système. Les réponses à cette consultation pourraient donc mener à l’adoption d’un second tarif de référence, spécifiquement pour les offres à prix fixe, malgré les réserves précédentes sur la possibilité de confusion entre les deux systèmes.

L’annonce d’une augmentation de 1,48 euro par mégawattheure dès mai 2024 par la CRE a soulevé des inquiétudes. Cette hausse, bien que modeste, affectera tous les consommateurs connectés à Gaz Réseau Distribution France, soulignant une fois de plus l’importance cruciale du PRVG dans un marché libre.

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Et si le solaire thermodynamique revenait sur le devant de la scène en tant que solution de stockage d’électricité ? Avec le développement de centrales plus petites, moins chères et plus faciles à déployer, cette technologie pourrait revenir sur le devant de la scène et offrir aux pays ensoleillés une solution de stockage d’énergie efficace et décarbonée. 

En 2014, l’IEA (International Energy Agency) voyait un grand avenir pour la technologie des centrales solaires thermodynamiques. Alors considérée une concurrente directe au photovoltaïque, elle était censée représenter près de 11 % de la production électrique mondiale d’ici à 2050. Pourtant, 10 ans plus tard, la réalité n’est plus la même. La complexité de la technologie associée à la chute des coûts du photovoltaïque ont relégué le CSP (Concentrated Solar Power) au second plan. D’ailleurs, cette technologie est désormais considérée comme une solution de stockage d’énergie plutôt que comme un réel moyen de production.

Malgré cette évolution peu favorable, certains croient encore en son potentiel. C’est le cas de l’entreprise 247Solar qui est sur le point de commercialiser une centrale modulable et plus facile à déployer.

Des installations coûteuses et difficiles à mettre en œuvre

Jusqu’à maintenant, le secteur des centrales solaires thermodynamiques a souvent été le fruit d’une course au gigantisme pour essayer de limiter les coûts de production d’électricité. Résultat, on retrouve des installations dépassant la centaine de MW, en particulier aux États-Unis, mais aussi en Espagne ou au Maroc. La centrale de Solana, dans l’Arizona, en est le parfait exemple. Immense, elle est capable de produire une puissance de 280 MW obtenus grâce à 3 200 miroirs répartis sur 7 700 hectares.

Pourtant, ces installations sont difficiles à mettre en œuvre de par leur complexité, et nécessitent des investissements colossaux, parfois difficiles à assumer, en particulier face au prix du photovoltaïque qui ne cesse de chuter. La centrale d’Ivanpah (386 MW), en Californie, a coûté la bagatelle de 2,2 milliards de dollars. Enfin, la réputation du CSP a été entachée par des productions réelles n’atteignant par les objectifs fixés (c’est le cas d’Invapah, avec 91 % de l’objectif après 7 ans d’exploitation), et la fuite de sels fondus sur la centrale de Crescent Dunes.

Vers des solutions plus modulaires

Cette technologie a pourtant de nombreux avantages ; en particulier dans les pays bénéficiant d’une irradiation solaire élevée. Grâce à sa capacité à stocker de l’énergie, elle pourrait notamment remplacer l’usage de centrales à charbon pour prendre le relais des éoliennes et des parcs photovoltaïques quand ceux-ci ne peuvent plus produire, notamment à cause de la météo. Conscientes de ce potentiel, des entreprises continuent de se pencher sur le sujet.

C’est le cas de 247Solar, une entreprise américaine spécialisée dans cette technologie. Celle-ci a mis au point une centrale à la puissance contenue de 400 kW, mais qui a la particularité de nécessiter un mât de 36 mètres de haut seulement, contre des tours dépassant les cents mètres de haut pour des installations traditionnelles. De plus, la centrale conçue par 247Solar pourra être produite en masse, ce qui devrait réduire ses coûts de production. Pour le stockage d’énergie, l’entreprise ne compte pas sur les sels fondus, mais plutôt sur des matériaux inertes comme le sable ou les pellets de céramique.

En Europe, dans le cadre du projet Mosaic, des entreprises cherchent également à mettre au point une centrale solaire thermodynamique à moindre coût. Pour cela, les équipes concernées ont développé une architecture spécifique permettant de limiter le nombre de pièces mobiles. Un prototype de 300 kWth a été mis en service à l’été 2021.

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Souvent évoquées, les usines de dessalement ont-elles réellement une place dans un avenir décarboné ? En théorie, non, du fait d’un bilan écologique très défavorable. Pourtant, elles semblent de plus en plus nécessaires, même aux portes de l’hexagone. 

La Catalogne, cette région espagnole située au nord-est du pays, connaît actuellement une sécheresse sans précédent. La situation est telle que de nombreux réservoirs d’eau sont presque vides, à l’image du réservoir de Sau qui est à son plus bas niveau depuis 60 ans avec 5 % de sa capacité. Face à cette situation, le gouvernement de la communauté autonome a annoncé la mise en place d’une usine flottante de dessalement dans le port de Barcelone. Cette installation, dont l’installation est prévue en octobre prochain, devrait permettre la production de 40 000 m³ d’eau douce par jour, soit l’équivalent de 6 % de la consommation de Barcelone et de son agglomération.

Cette solution est loin d’être isolée, puisque les autorités locales comptent investir plusieurs millions d’euros pour la construction d’une douzaine d’usines de dessalement réparties sur la Costa Brava.

Une solution loin d’être écologique

Le ministre catalan de l’Environnement a présenté cette solution comme plus économique et plus durable sur le plan environnemental… que le transport de l’eau par bateau. Pour autant, l’usine flottante de dessalement est loin de faire l’unanimité, et pour cause. La consommation énergétique de ce type d’installation est très élevée. À titre d’exemple, l’usine de dessalement de Llobregat, également située à Barcelone, consomme près de 3 kWh d’électricité par mètre cube d’eau douce. Ainsi, l’usine flottante pourrait consommer aux alentours de 120 MWh par jour, soit 43 GWh par an. C’est l’équivalent de la consommation annuelle de presque 9 000 foyers français (4 679 kWh/an en 2016, selon la CRE). Si le mix électrique de l’Espagne est désormais dominé par les énergies bas-carbone, les usines de dessalement engendreront inévitablement des émissions de CO2.

Outre la très importante consommation d’énergie, les usines de dessalement sont critiquées pour leur impact environnemental. Le pompage de l’eau peut entraîner l’aspiration de microorganismes, fragilisant ainsi la zone ou l’eau est prélevée. De plus, lors de l’étape de traitement de l’eau, le prélèvement de 1000 litres d’eau salée permet d’obtenir environ 700 litres d’eau douce. Les 300 litres restants sont rejetés en mer sous forme de saumure, une eau surchargée en sel. Celle-ci, souvent plus chaude de plusieurs degrés celsius par rapport à la mer, peut entraîner un important bouleversement de la biodiversité locale.

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L’effondrement du prix des batteries, depuis plus d’un an, est une bonne nouvelle pour tout le monde… ou presque. Cette situation pourrait, en effet, mettre à mal l’économie circulaire qui se développait largement autour des batteries de seconde vie. 

Pour répondre à la problématique grandissante du stockage de l’électricité, de nombreuses entreprises ont fait le choix, ces dernières années, de s’intéresser au reconditionnement des batteries, et en particulier de celles issues du secteur automobile. Redonner une seconde vie à ces batteries a permis de faire baisser le coût des solutions de stockage stationnaires, tout en favorisant le développement d’une économie circulaire et durable. Néanmoins, depuis début 2023, le prix des batteries neuves ne fait que chuter, ce qui pourrait bouleverser tout cet écosystème créé autour du réemploi des batteries.

L’économie circulaire et le réemploi favorisés par le prix élevé des batteries neuves

En Europe, on retrouve pas moins de 79 grandes entreprises associées à des initiatives de reconditionnement et de réemploi de batteries. On pense, pour les plus connus, au groupe Renault en France, mais également BMW, Honda, Audi et autres Mercedes. Dans la plupart des cas, cette économie circulaire consiste à récupérer des batteries issues de l’automobile, pour lesquelles les contraintes de performances sont très élevées, pour les réemployer dans des secteurs où les exigences de densité énergétique et de performance sont moindres.

À Quimper, par exemple, l’entreprise Entech pilote actuellement un projet destiné à créer une chaîne de valorisation et de réutilisation de ces batteries de voiture électrique. En partenariat avec Stellantis, le projet ABR (Automative Batteries Reuse) travaille sur la réutilisation de batteries de Citroën C3 ou de Peugeot 208. Elles pourraient ensuite, par exemple, équiper des installations photovoltaïques. Du côté du Royaume-Uni, le groupe JLR (Jaguar Land Rover) et la startup Allye Energy collaborent pour mettre en œuvre un système de stockage d’énergie pouvant être déplacé. Sur cette batterie stationnaire (BESS), les 270 kWh de capacité seront obtenus grâce à des batteries usagées de Range Rover.

À plus grande échelle, l’entreprise allemande Fenecon vient d’inaugurer une usine spécialisée dans le retraitement de batteries destinées à une seconde vie. Le site, qui a nécessité un investissement de 25 millions d’euros, devrait permettre la production de 500 grandes unités de stockage par an, ainsi que 30 000 unités de stockage domestiques, par an également.

Cette chute des prix va-t-elle entraîner la désorganisation de toute une filière ?

Si toutes ces initiatives sont louables d’un point de vue environnemental, elles ne sont aussi nombreuses que parce qu’elles sont intéressantes économiquement. Or, la récente baisse du prix des batteries LFP pourrait changer la donne et menacer l’équilibre de cette filière en plein développement.

C’est notamment ce qu’il se passe pour la startup finlandaise Cactos. Celle-ci avait présenté, en 2022, un projet de reconversion d’anciennes batteries Tesla en BESS. Avec ce concept, l’entreprise est même parvenue à lever près de 26 millions d’euros en 2023. Pourtant, Oskari Jaakkola, le CEO de l’entreprise a récemment indiqué, sur le site internet Energy Storage, que les batteries neuves étaient désormais plus intéressantes d’un point de vue financier. De ce fait, l’entreprise a changé son fusil d’épaule, et équipe 80 à 90 % de sa production de batteries neuves. En outre, Oskari Jaakkola a même déclaré que les 10 à 20 % de BESS fabriquées à partir de batteries de seconde vie étaient maintenues pour répondre à des besoins précis de certaines entreprises en matière de politique environnementale.

De ce fait, l’optimisation des techniques de reconditionnement des batteries, et la baisse des coûts qui y sont associés, vont devenir des enjeux fondamentaux pour espérer préserver l’équilibre du secteur des batteries de seconde vie.

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Le géant chinois de l’éolien Mingyang a récemment présenté OceanX, son nouveau projet d’éolienne flottante en cours. À l’instar des autres technologies de l’entreprise, cette éolienne est conçue pour résister aux typhons, mais sa particularité la plus remarquable tient cependant à sa configuration technique : elle est dotée de deux rotors disposés en V.

L’éolien en mer est encore un jeune secteur dans lequel les fabricants explorent activement diverses méthodes pour convertir le vent en électricité de façon plus efficace. Au-delà du gigantisme typique de cette industrie, certaines entreprises misent sur de nouvelles technologies. C’est le cas de la société chinoise Mingyang Smart Energy qui a développé OceanX, une éolienne flottante à double rotors sur laquelle elle travaille depuis plusieurs années. Bien que l’enseigne n’ait pas précisé les dimensions de cette installation, elle affirme avoir construit la plus grande base flottante au monde. Cette dernière serait adaptée à des profondeurs supérieures à 35 mètres. Actuellement, l’assemblage du mât est en cours à Guangzhou (Chine), sur le quai de Huangchuan après la création de la plateforme flottante.

Une structure en V

La configuration de cette éolienne est une vraie innovation. La base flottante supporte un mât qui, à une certaine hauteur, se divise en une structure en forme de V. Chaque extrémité de la tour en V supporte un rotor MySE8.3-180 à entraînement semi-direct de 8,3 MW, conçu par l’entreprise. La puissance totale du système s’élève donc à 16,6 MW, dépassant légèrement celle de la plus puissante éolienne au monde actuellement en service, la MySE 16-260 de 16 MW. Cette dernière est également conçue par Mingyang Smart Energy et a été déployée au large de la Chine l’été dernier. Grâce à la forme elliptique de la tour en V, l’éolienne a été conçue pour optimiser la capture du vent en étant capable de suivre rapidement sa direction.

La structure flottante qui accueillera l’éolienne Ocean X / Images : Mingyang.

Un système de haubanage pour soutenir les mâts

Une autre particularité de cette éolienne flottante est l’utilisation d’un système de haubanage, une méthode inspirée de la construction des ponts. Cette technique consiste à utiliser des câbles ancrés directement à la base flottante. Le système permet pour soutenir des structures de mieux répartir les charges, et d’améliorer la stabilité globale de la plateforme.

Pour mieux comprendre l’intérêt de cette technique, il faut savoir qu’habituellement, les éoliennes transfèrent la charge du vent (provoquée par les rotations des pales) et la charge gravitationnelle (due au poids de la tour) directement à travers la tour jusqu’à la fondation. Grâce au système de haubanage, ce chemin de transfert de charge n’est plus supporté uniquement par le mât et est réparti à travers les câbles. Cela permet à priori de réduire le risque de fatigue structurelle et d’augmenter la longévité de l’éolienne.

Une bonne résistance aux typhons

Le groupe Mingyang ambitionne de développer des technologies qui résistent aux typhons en haute mer. Le modèle OceanX s’inscrit dans cette démarche et est conçu spécifiquement pour résister aux vents extrêmes. En 2020, un prototype à l’échelle 1:10 avait subi une série de tests, dont un au nord de l’Europe, en mer Baltique. Sur une période de deux mois, le prototype a été exposé à des conditions environnementales sévères, avec des vitesses de vent atteignant 72 mètres par seconde et des vagues de 30 mètres de haut. Ces tests ont permis de vérifier la robustesse de la technologie face à des conditions similaires à celles des typhons et des tempêtes majeures, aboutissant à l’obtention d’un certificat de faisabilité pour le concept.

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

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

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

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

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

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

Une valorisation dans les réacteurs actuels

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

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

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

Des perspectives importantes pour l’uranium de retraitement

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

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

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

Une ressource ou un déchet ?

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

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

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

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

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Une canopée agrivoltaïque vient d’être inaugurée en Côte-d’Or (21) au-dessus d’une parcelle de céréales cultivées en bio. Les premiers résultats sont encourageants et démontrent que les cultures profitent du surplomb des panneaux solaires.

Quelques semaines avant la publication du décret visant à encadrer la pratique de l’agrivoltaïsme, la ministre déléguée au ministre de l’Agriculture et de la Souveraineté alimentaire, Agnès Pannier-Runacher avait visité un projet de canopée agrivoltaïque située à Verdonnet, en Côte-d’Or qui devait être inaugurée ce printemps.

Une canopée agrivoltaïque pour protéger les cultures des aléas climatiques

Ce mardi 23 avril, l’inauguration de la nouvelle structure s’est déroulée en présence des acteurs du projet. À l’origine, les 4 associés de l’exploitation agricole cherchaient une solution pour protéger leur culture de céréales des aléas climatiques tels que la sécheresse, la grêle, les fortes pluies et les variations de température.

Pour préserver le rendement de leur culture, les associés se sont tournés vers le groupe TSE qui développe des solutions agrivoltaïques. En partenariat de co-développement avec la coopérative agricole Dijon Céréales, une structure agrivoltaïque a été installée au-dessus d’une parcelle cultivée de 3 hectares. Il s’agit d’un système autoporté de 5 184 panneaux photovoltaïques bifaciaux, d’une puissance installée de 2,4 mégawatts-crête (MWc). Selon TSE, l’installation permettra d’éviter l’émission de 1 648 tonnes de CO₂/an, tout en produisant l’équivalent de la consommation annuelle d’environ 1 450 personnes.

Les panneaux sont posés au-dessus d’une parcelle de céréales cultivées en bio. Les premiers résultats sont concluants puisque la levée des deux variétés de blés semés sur la parcelle est en hausse de 14 % par rapport à la parcelle témoin voisine. C’est la preuve que les modules solaires constituent une protection pour les cultures et n’entravent pas la production.

Un projet réalisé en anticipation de la nouvelle réglementation sur l’agrivoltaïsme

D’ailleurs, l’installation a anticipé la réglementation et respecte les dispositions du décret du 9 avril 2024, lequel précise que les panneaux doivent permettre « une exploitation normale et assure(nt) notamment la circulation, la sécurité physique et l’abri des animaux ainsi que, si les parcelles sont mécanisables, le passage des engins agricoles ». Sur ce point, les panneaux sont situés à 5 mètres de hauteur et laissent un espace de 27 mètres de largeur au sol. Le passage des machines agricoles est donc aisé. Le décret exige également que la pose des modules solaires n’excède pas 40 % de la surface agricole, ce qui est respecté ici avec 35 % des parcelles qui sont couvertes par les panneaux.

Par ailleurs, les modules solaires sont équipés d’un système automatique d’orientation qui s’adapte aux conditions climatiques. La canopée agrivoltaïque va ainsi permettre de diminuer le stress thermique et hydrique ainsi que de faire baisser les besoins en irrigation jusqu’à 30 %. Le site est équipé de plus de 800 capteurs qui permettent de recueillir des données météorologiques, mécaniques et agronomiques, afin d’alimenter les études de recherches et développement (R&D). Au total, TSE est à l’origine de 8 sites agrivoltaïques pilotes de plus de 3 hectares chacun, répartis dans toute la France. Le site de Verdonnet est le premier qui concerne des cultures bio. Des tests scientifiques seront menés sur une durée comprise entre 3 et 9 ans, afin d’évaluer les effets bénéfiques sur les cultures.

L’inauguration du site agrivoltaïque a aussi été l’occasion de la signature d’un partenariat à long terme entre Dijon Céréales et TSE qui prévoit la mise en œuvre de nouveaux projets pour un objectif de déploiement de 700 MW sur une durée de 7 ans.

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

Une explosion des factures d’électricité impayées

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

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

Appel à l’interdiction des coupures d’énergie

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

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

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C’est une première depuis le mois de décembre 2023 : le prix repère du gaz va augmenter. L’annonce a été faite par la Commission de régulation de l’énergie (CRE).

Gaz : une hausse de 1,48 euros par mégawattheure

La Commission de régulation de l’énergie (CRE) a annoncé une augmentation de 1,4% du prix repère du gaz qui sera effective dès le 1er mai 2024. Le prix du kilowattheure hors taxes pour les consommateurs résidentiels raccordés à Gaz Réseau Distribution France (GRDF) passera ainsi à 0,0483 euros. Cela correspond à une hausse de 1,23 euro par mégawattheure (MWh) pour les usages domestiques tels que la cuisson et le chauffage, et une hausse de 1,48 euro par MWh TTC, soit 111,19 €/MWh contre 109,71 € au mois d’avril 2024.

Ces ajustements tarifaires sont principalement motivés par une légère remontée des prix sur le marché international de gros du gaz naturel, qui avait connu une baisse significative à la fin de l’année 2023. Comme le souligne en effet la CRE, « les prix du gaz restent extrêmement volatils et sont fortement influencés par les coûts d’approvisionnement et la situation géopolitique internationale »,

Utiliser le prix repère comme boussole

Alors que les consommateurs s’adaptent à un marché du gaz sans tarif réglementé, comprendre ces fluctuations devient essentiel. En effet, la hausse du prix repère, comme évoqué plus haut, concerne directement les consommateurs qui sont desservis par Gaz Réseau Distribution France. Néanmoins, avec la fin du tarif réglementé de vente du gaz (TRGV) depuis juillet 2023, les autres fournisseurs de gaz ont le champ libre pour fixer leurs propres tarifs. Et si cette mesure est censée les inciter à rester compétitifs, certains d’entre eux pourraient en profiter pour revoir à la hausse leurs tarifs.

Il est donc fort probable que cette réévaluation du prix repère impacte la facture de 10,6 millions de Français abonnés au gaz. Restez donc vigilant et n’hésitez pas à comparer régulièrement les offres disponibles sur le marché. Pour rappel, la CRE recalcule chaque mois le prix repère du gaz.

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

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

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

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

Un fort engagement dès 2024

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

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

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

TechnicAtome pilier de la défense nucléaire français

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

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

Des commandes du CEA pour le civil

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

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

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Développer le photovoltaïque, oui, mais pas à n’importe quel prix. C’est un peu ce que revendique la PERIFEM, une organisation rassemblant des géants du secteur de la grande distribution, au sujet de la création d’ombrières solaires sur les parkings des magasins. 

La loi relative à l’accélération de la production d’énergies renouvelables, aussi appelée APER, prévoit au plus tard en 2028, la mise en place d’ombrières photovoltaïques sur 50 % de la surface des parkings de plus de 1 500 m². Cette idée est séduisante sur bien des aspects, permettant d’accélérer le déploiement de centrales solaires en milieu urbain tout en offrant une protection contre le soleil et les intempéries pour les véhicules en stationnement. Néanmoins, dans les faits, cet article de la loi APER inquiète les professionnels de la grande distribution qui considèrent les objectifs fixés comme irréalistes, et surtout contre-productifs.

50 %, oui, mais de quoi ?

Au cœur de ces inquiétudes, on retrouve la superficie concernée par la mise en place des ombrières. Dans l’article 40 de la loi APER, il est écrit que « les parcs de stationnement extérieurs d’une superficie supérieure à 1 500 mètres carrés sont équipés, sur au moins la moitié de cette superficie, d’ombrières intégrant un procédé de production d’énergies renouvelables ». Cependant, Franck Charton a récemment expliqué à nos confrères de PV Magazine que pour des raisons techniques, les ombrières ne peuvent couvrir les allées des parkings, sans quoi elles entraveraient la circulation des poids lourds. Les allées représentant généralement la moitié de la superficie totale d’un parking, appliquer le projet de loi en l’état reviendrait à couvrir l’ensemble des places de parking.

Dans ces conditions, la mise en place d’une structure photovoltaïque revient à mobiliser pendant 15 ans à 20 ans l’ensemble de la surface foncière du stationnement. Or ces surfaces ont une grande importance dans la potentielle évolution des zones commerciales, dans le développement de nouveaux programmes de logements, ou encore dans la création de parkings verticaux.

Trouver un terrain d’entente

C’est pourquoi, la PERIFEM a publié, en partenariat avec la FCD (Fédération du Commerce et de la Distribution) et la FACT (Fédération des Acteurs du Commerce dans les Territoires), trois propositions destinées à permettre la solarisation des parkings. La première consiste à rallonger de deux ans la date butoir pour le déploiement des ombrières photovoltaïques, permettant ainsi pour certains projets, de privilégier l’installation de panneaux solaires fabriqués en France.

D’autre part, l’organisation propose de revoir la surface de couverture concernée, non pas à la moitié de la superficie totale du parking, mais à la moitié de la superficie des places de parking. Enfin, la troisième proposition soulève l’enjeu de la cohabitation des projets avec la végétation existante, et donc l’ombrage naturel déjà présent. Au total, selon PERIFEM, ce sont près de 21 000 magasins qui sont concernés pour une surface totale de stationnement de 70 millions de mètres carrés.

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Après la conquête de l’espace ou le premier homme à marcher sur la Lune, une nouvelle bataille entre États fait rage : la création de la première centrale spatiale solaire. En clair : pouvoir produire de l’électricité directement depuis l’espace.

La course à la centrale spatiale solaire s’accélère

L’espace, cette frontière infinie, est désormais le théâtre d’une compétition scientifique et technologique entre grandes puissances. Le Japon et la Chine se défient pour développer la première centrale spatiale solaire. Ces installations promettent de capter le soleil 24 heures sur 24. Ainsi, elles permettent d’esquiver  les interruptions nocturnes ou les variations météorologiques affectant les panneaux solaires terrestres. Le projet Ohisama, mené par l’Agence spatiale japonaise, prévoit de lancer un satellite équipé de vastes panneaux solaires dès 2025. L’objectif : recueillir l’énergie solaire directement depuis l’espace et la renvoyer vers la Terre.

La technologie envisagée pour transmettre l’électricité de l’espace à la Terre repose sur la conversion de l’énergie solaire en ondes radio, qui sont ensuite reçues par une station au sol. Ce processus, qui semble relever de la science-fiction, est en fait une réponse pragmatique aux limites des systèmes solaires traditionnels et pourrait significativement réduire notre dépendance aux combustibles fossiles.

Un défi de taille et une course serrée

Bien que l’idée de centrales solaires spatiales ne soit pas nouvelle, les progrès technologiques récents, notamment dans les lanceurs réutilisables, rendent aujourd’hui ce rêve plus accessible. La Chine, ambitieuse, prévoit de déployer une mini-centrale opérationnelle dès 2030. Objectif : égaler la puissance d’une centrale nucléaire dès 2050. Ainsi, ce projet colossal impliquerait l’installation d’un kilomètre carré de panneaux solaires en orbite. Une entreprise gigantesque comparée aux installations terrestres.

Les panneaux solaires spatiaux offriraient une capacité de production constante mais surtout extrêmement durable et sans nuisance pour les populations. Le tout en libérant de grandes étendues de terre actuellement utilisées ou envisagées pour l’énergie solaire.

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L’entreprise française Dualsun se lance à son tour dans le kit solaire plug and play, qu’il suffit de brancher sur une prise domestique pour produire de l’électricité. Un produit qui semble désormais incontournable pour les marques spécialisées dans le secteur photovoltaïque.

Dans le domaine du solaire résidentiel, le marché a d’abord été occupé par les panneaux solaires classiques, à installer sur une toiture bien orientée. Mais ces dispositifs nécessitent un investissement conséquent qui n’est pas à la portée de toutes les bourses. D’autres raisons peuvent empêcher de se lancer dans l’achat d’une centrale solaire : toiture mal orientée, place limitée au sol qui rend impossible d’y poser des panneaux, opposition des copropriétaires dans un immeuble.

C’est pourquoi les entreprises du secteur ont développé les kits plug and play, c’est-à-dire prêts à brancher. Il suffit de les connecter directement sur une prise domestique pour commencer son autoconsommation solaire.

Le kit Preasy de Dualsun : un panneau pliable avec de belles finitions

L’entreprise Dualsun se lance à son tour dans les kits solaires prêts-à-brancher avec son panneau Preasy, présenté comme un « compagnon solaire ». D’une puissance de 420 watts-crête (Wc), ce panneau bifacial est vendu au prix de 680 euros. La marque calcule un retour sur investissement en 4 ans avec une production de 670 kWh/an et 2 230 euros d’économisés sur 10 ans. Ces calculs sont réalisés en tenant compte du tarif réglementé option base au 1ᵉʳ mars 2024, avec une hypothèse d’augmentation des prix de 6 % par an, qui ne paraît pas aberrante. Mais le calcul suppose également une autoconsommation de la totalité de la production, ce qui n’est pas vraiment réaliste, notamment en plein été. Autoconsommer à 100 % nécessite en effet une importante rigueur dans la gestion de ses besoins en électricité, en synchronisant sa consommation avec les périodes de production solaire.

Dualsun vante une installation sans outil et une garantie sur une durée de 30 ans pour le panneau (25 ans pour le micro-onduleur). Ce produit se distingue de ses concurrents à deux niveaux. D’abord, la structure qui supporte le panneau est ici en bois alors que d’habitude, elle est en acier. Cela donne un côté chic à l’ensemble, qui peut être intéressant pour ceux qui ont de petits espaces extérieurs et dont le panneau solaire serait visible facilement depuis la maison.

Le kit solaire Preasy / Images : DualSun.

Ensuite, le panneau est pliable. Selon la marque, l’intérêt est que le panneau puisse « vous suivre où que vous alliez ». On peut se demander si cette fonctionnalité n’est pas un peu gadget, l’intérêt de transporter un panneau solaire en vacances étant à priori nul, à l’exception de résidences secondaires, sous réserve d’avoir déclaré l’installation auprès d’Enedis. Le seul avantage qu’on puisse voir à cette fonctionnalité serait la possibilité de ranger le panneau facilement pour libérer temporairement de la place dans le jardin ou sur la terrasse, en cas de tempête, ou pour le transporter en cas de déménagement.

La fixation peut se faire au sol par lestage ou au mur. Les dimensions dépliées sont de 1060 × 1780 × 742 mm. Une fois plié, il mesure 908 × 1134 × 200 mm. À noter que le panneau pèse 36 kg et qu’il est compatible avec toutes les installations électriques (monophasée ou triphasée) et tous les compteurs (Linky ou ancienne génération de compteur).

Les points négatifs du nouveau kit solaire de Dualsun

En revanche, le kit présente deux bémols. D’abord, aucune application dédiée n’est disponible pour permettre de suivre la production de son installation en direct. Sur son site, la marque indique qu’une application de ce type est prévue prochainement, sans qu’aucune date de sortie ne soit précisée. C’est vraiment dommage, car c’est un outil indispensable pour connaître la puissance délivrée par le panneau en temps réel ainsi que sa production sur une heure, un jour, un mois ou une année. Dualsun suggère de relever les index de son compteur pour comparer sa consommation avec celles de journées similaires (niveau météo) avant l’achat du kit… C’est laborieux et pas du tout pratique. On a donc hâte que l’application soit lancée pour faciliter le suivi de production pour les utilisateurs.

Autre petit point négatif par rapport à certains modèles concurrents, l’inclinaison du panneau Preasy est unique. Il n’est donc pas possible de le redresser davantage en hiver ou de l’allonger en été, pour capter au mieux les rayons solaires en fonction des saisons, ce qui est pourtant un facteur d’augmentation de la production.

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Le producteur européen d’hydrogène vert Lhyfe met en place une plateforme digitale accessible aux acteurs du secteur pour acheter ou vendre de l’hydrogène vert en quelques clics. Une nouveauté qui devrait faciliter les transactions dans le secteur.

L’hydrogène est un vecteur intéressant pour décarboner plusieurs secteurs tels que l’industrie ou les transports lourds. Et on parle d’hydrogène « vert » ou « décarboné » lorsqu’il est produit par l’électrolyse de l’eau qui permet de décomposer l’eau (H₂O) en dioxygène (O₂) et dihydrogène (H₂). La France compte sur l’hydrogène vert pour atteindre ses objectifs climatiques et entend devenir un leader mondial du secteur d’ici 2030. Pour cela, l’État soutient la filière, avec le versement de subventions comme celle accordée pour la future usine d’hydrogène vert qui sera implantée au Havre.

Une marketplace pour faciliter l’achat d’hydrogène vert sur le territoire européen

L’entreprise Lhyfe, dont le siège social est basé à Nantes, est un des leaders du secteur. Après avoir testé le premier système de production d’hydrogène en mer au monde, le producteur européen propose un nouveau service aux acteurs de la filière. Il s’agit de la mise en ligne d’une véritable Marketplace, accessible depuis sa plateforme en ligne « Heroes ».

L’idée est de mettre en relation les producteurs et les consommateurs d’hydrogène vert, afin de faciliter les transactions. Lhyfe met en avant plusieurs avantages liés à son service. Tout d’abord, elle permet de bénéficier d’un véritable maillage territorial et de bénéficier d’une offre élargie en ayant une vision d’ensemble des producteurs existants. Pour l’instant, l’offre est limitée à la France et l’Allemagne, mais le site indique travailler « d’arrache-pied pour étendre le panel de fournisseurs à l’ensemble de l’Europe ».

L’utilisateur peut également connaître à tout moment les disponibilités d’hydrogène vert. Pour l’instant, l’offre est réduite à quelques centaines de tonnes par mois. La plateforme permet aussi d’optimiser les coûts logistiques lors du transport et de répondre de manière plus qualitative à la demande en proposant le cas échéant des surplus de production. Enfin, Lhyfe s’engage à ne proposer que de l’hydrogène vert sur sa plateforme. S’agissant des prix des transactions, ils ne sont pas fixés par la marketplace et font l’objet d’un contrat signé en dehors de la plateforme entre les acheteurs et les vendeurs.

Un service gratuit qui regroupe une dizaine de partenaires du secteur de l’hydrogène vert

La marketplace n’en est qu’à son commencement et Lhyfe annonce que des évolutions seront mises en place par la suite, notamment pour mettre à disposition ce service à l’ensemble des acheteurs d’hydrogène intéressés. L’entreprise annonce d’ores et déjà la présence d’une dizaine de partenaires dans cette première phase de développement. À noter que pour l’instant, la plateforme est gratuite. Pour y accéder, les utilisateurs doivent simplement demander la création d’un compte en ligne.

Le fondateur et CEO de Lhyfe, Matthieu Guesné se félicite de cette nouvelle avancée du secteur, « nous sommes aujourd’hui très fiers de lancer la première Marketplace de l’hydrogène vert. Dans la filière, nous sommes tous convaincus que c’est en unissant nos forces pour proposer une offre toujours plus abondante que nous accélérerons le passage à l’hydrogène vert ».

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Cuire du pain grâce au soleil, c’est possible, et partout en France. Cette technique se répand progressivement grâce au développement de fours solaires de plus en plus performants. Elle nécessite tout de même une adaptation des processus de fabrication, de quoi donner des idées à plus grande échelle. 

D’ici peu, les quelque mille habitants du petit village du Brusquet, dans les Alpes-de-Haute-Provence, vont avoir droit à leur propre boulangerie, et pas n’importe laquelle. Celle-ci sera équipée d’un four qui ne fonctionnera ni à l’électricité, ni au gaz, ni au feu de bois, mais à l’énergie solaire. Au Soleil Levain sera, en effet, équipée d’un four solaire permettant de réduire au minimum l’impact environnemental de la boulangerie.

Pour aller au bout de cette démarche de minimisation de l’impact environnemental, ses créateurs ont décidé de soigner les détails avec un bâtiment réalisé en ossature bois et isolé avec de la paille, ainsi qu’un circuit d’approvisionnement en ingrédients le plus court possible. Même les livraisons des épiceries environnantes et de la cantine de l’école primaire du Brusquet se feront à vélo pour éviter les émissions de gaz à effet de serre.

3 500 W d’énergie thermique sur une simple remorque

À l’instar du Présage, ce restaurant marseillais qui « carbure » à la cuisine solaire, on retrouve au cœur de cette démarche écologique, un four chauffé par le soleil. Ici, le choix des boulangers s’est porté sur le Lytefire Deluxe. Un petit modèle installé sur remorque, capable de cuire entre 50 et 110 kg de pain chaque jour, ou de torréfier 20 kg de cacahuètes en trois heures, selon son fabricant. Pour cela, il développe un maximum de 3,5 kilowatts (kW) de puissance thermique par le biais de plusieurs dizaines de miroirs incurvés, représentant une surface de réfléchissement totale de 5 m². L’installation est autrement plus puissante que les fours solaires portatifs destinés aux particuliers. Il est possible d’obtenir jusqu’à 300 °C au point focal, et ainsi de faire monter le four en température en 45 minutes. Le four est également équipé d’un tambour spécifique, permettant de torréfier certains aliments comme des céréales, grains de café, de cacao, etc.

Réorganiser sa manière de travailler

La boulangerie solaire n’est pas l’apanage du sud de la France. On compte déjà quelques courageux qui se sont lancés dans l’aventure, comme Au gré du soleil et Brin de levain, tous deux dans la Drôme, mais aussi Barasol en Bretagne et Néoloco, en Normandie.

Choisir la cuisson solaire nécessite de réorganiser ses méthodes de travail pour s’adapter au caractère intermittent de cette énergie. Que l’on soit situé près de Marseille, ou près de Lille, impossible, avec un four solaire, de faire cuire ses baguettes à 7 heures du matin comme tout boulanger traditionnel. Face à ces contraintes, Arnaud Cretot, créateur de l’atelier Neoloco, a développé une méthode d’organisation d’entreprise appelée TELED, destinée à intégrer l’intermittence de l’énergie dans les processus de fabrication à l’échelle artisanale, mais aussi à l’échelle industrielle.

Concernant la boulangerie, le caractère périssable du pain nécessite de revisiter en profondeur le processus de fabrication, pour identifier les étapes pendant lesquelles il est possible d’obtenir une certaine marge de manœuvre. Cela permet de gagner en flexibilité, et ainsi de pouvoir optimiser l’utilisation de l’énergie solaire lorsqu’elle est disponible. À l’inverse, l’activité de torréfaction, parfois réalisée avec le même four, permet d’obtenir des denrées non périssables. Dans ce contexte, l’objectif est de maximiser la production dès lors que l’énergie solaire est disponible, et ensuite d’effectuer de la gestion de stock.

Et quand il n’y a pas de soleil durant plusieurs jours ? La boulangerie solaire du Brusquet fonctionnera probablement au moyen d’un four à bois, comme le fait l’atelier Neoloco les jours de mauvais temps. Le pain sera donc garanti à 100 % cuit à partir d’énergies renouvelables.

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