Il s’agirait d’un des plus grands essais de feu de batteries, d’après Sungrow. Le 23 mai 2024, dans un laboratoire indépendant situé à Puyang, en Chine, un feu a été intentionnellement allumé dans un de ses systèmes « PowerTitan ». L’objectif était de démontrer la sécurité effective de la batterie.

Le PowerTitan est une batterie de 2 752 kWh, intégrée dans un module dont la géométrie est celle d’un conteneur maritime de 20 pieds. Outre les facilités de transport, cette architecture modulaire permet d’assembler des ensembles de bien plus grande capacité, et ce très rapidement – le fabricant annonce une durée de mise en service de l’ordre de 8 heures. Mais cet avantage d’une conception modulaire ne doit pas pour autant augmenter le risque d’une perte totale de la batterie. Et c’est bien ce qui a été testé.

L’essai a en effet été réalisé avec un ensemble de 4 modules, pour une capacité totale de 10 000 kWh. C’est un scénario possible qui a été mis en œuvre : un module a été incendié, sans aucune mesure externe de contrôle de l’incendie, et c’est la résistance des trois modules voisins qui a été vérifiée.

Prévenir les risques de propagation d’un incendie

Les batteries lithium-ion sont sujettes à un phénomène appelé « emballement thermique » (« thermal runaway » en anglais) : du fait d’un accroissement de la température, des réactions chimiques peuvent se produire dans le système. Ces réactions produisent elles-mêmes de la chaleur, ce qui peut conduire, par une réaction en chaîne, à une destruction de l’ensemble de la batterie. Et des batteries voisines si le phénomène se propage, conduisant alors à la destruction de l’ensemble du système modulaire.

C’est un mode de défaillance pour le moins catastrophique, surtout dans un contexte où les grands systèmes de batterie (auxquels sont destinés les dispositifs de la taille du PowerTitan) dépassent aujourd’hui le gigawattheure. Parmi ces gigabatteries, celle de Moss Landing, en Californie, d’une capacité de 3 GWh, avait justement été l’objet d’un accident de surchauffe en septembre 2021, qui avait conduit à l’arrêt d’un bloc de batterie pendant près d’un an, jusqu’en juillet 2022.

Et c’est une réussite pour l’essai de Sungrow

Au cours de l’essai de Sungrow, les batteries voisines ont bien résisté à l’incendie, d’après le communiqué de presse de Sungrow. L’essai a donc permis de démontrer la robustesse des modules de Sungrow vis-à-vis de ce type de propagation catastrophique. Et cette sécurité passe par un système spécifique : un système de panneaux « anti-explosion » mobiles, qui permettent d’évacuer le feu vers le haut et d’éviter qu’il ne se propage aux équipements adjacents. Aucune image détaillée de la batterie concernée par le test n’a toutefois été dévoilée.

« Trop souvent, les sceptiques des énergies renouvelables soulèvent des problèmes de sécurité incendie, même si les batteries sont majoritairement sûres. Ces critiques ralentissent l’adoption de ces technologies », indique ainsi Bryce Laber, responsable de l’ingénierie des batteries chez Sungrow. « À ce stade, nous sommes le seul fournisseur de systèmes de stockage d’énergie à avoir effectué un test avec une machine complète de 10 MWh et à l’avoir réussi, avec une transparence et des innovations sans précédent dans l’industrie. »

À noter qu’il semble exister une compétition non-officielle entre les fabricants de batteries, à celui qui réalisera le plus grand essai incendie pour démontrer la sécurité de son produit. Difficile de vérifier si l’essai de Sungrow est effectivement le plus grand. Sungrow reste toutefois affirmatif sur le fait qu’il s’agit d’un des plus grands et des plus transparents : l’essai a en effet impliqué une assistance à distance de l’essai, diffusé notamment auprès des experts sécurité de ses clients. Si une compétition amène à une plus grande sécurité, pourquoi pas ?

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L’énergie verte est un sujet brûlant en France, alors que les consommateurs cherchent des moyens plus durables de répondre à leurs besoins énergétiques. Cependant, toutes les offres d’électricité verte ne sont pas créées égales. En fait, il en existe deux types : une énergie dite « verte » et une énergie dite « vraiment verte ». Si les deux sont de sources renouvelables, c’est dans la forme de l’achat que tout se joue.

Qu’est-ce que l’Énergie Verte?

L’énergie verte se réfère à l’électricité produite à partir de sources d’énergie renouvelables, telles que l’énergie solaire, éolienne, hydraulique et biomasse. Ces sources sont renouvelables et n’épuisent pas les ressources naturelles. Elles sont également moins polluantes que les sources d’énergie traditionnelles comme le charbon et le pétrole. La quantité d’électricité qu’elles produisent est d’ailleurs en forte hausse depuis quelques années, au point qu’au premier semestre 2024 plus de 70% de l’énergie produite en Europe était d’origine renouvelable.

Les garanties d’origine sont des certificats électroniques délivrés aux producteurs d’électricité renouvelable. Elles certifient que l’énergie produite provient de sources renouvelables. En France, ces garanties sont gérées par Powernext et le Ministère de la Transition Écologique. Elles permettent aux fournisseurs de prouver que l’équivalent de la consommation de leurs clients en électricité provient de sources renouvelables. En somme, le consommateur n’a peut-être pas consommé de l’électricité verte, mais le fournisseur a bien acheté une quantité d’énergie verte équivalente à la consommation du client.

Les offres d’électricité « Vraiment Verte »

Pour qu’une offre soit qualifiée de « vraiment verte », il ne suffit pas de compenser la consommation avec des garanties d’origine. Une offre vraiment verte implique que l’électricité est achetée directement auprès de producteurs locaux de sources renouvelables, sans passer par le marché classique où l’énergie peut être mélangée. Une garantie pour le consommateur que l’électricité qui permet de faire tourner le lave-vaisselle et la télévision est bien issue de sources renouvelables et que ce n’est pas juste une stratégie marketing. C’est ce que propose notamment le fournisseur elmy.fr.

L’Ademe a introduit le label VertVolt pour aider les consommateurs à identifier les offres d’électricité vraiment vertes. Ce label a deux niveaux : “choix engagé” et “choix très engagé”. Les fournisseurs doivent s’assurer que l’électricité qu’ils achètent provient de sources renouvelables récentes et n’a pas bénéficié de financements publics.

La transparence au centre de l’énergie vraiment verte

Les offres d’électricité vraiment verte peuvent être plus coûteuses que les offres vertes standard, car elles impliquent souvent des achats directs auprès de petits producteurs locaux. Cependant, elles offrent une plus grande transparence et un véritable impact sur le développement des énergies renouvelables.

Les offres vraiment vertes favorisent directement les producteurs d’énergie renouvelable, contribuant ainsi à la transition énergétique et à la réduction des émissions de gaz à effet de serre. Les offres vertes standard, bien qu’elles compensent la consommation avec des garanties d’origine, n’encouragent pas nécessairement la production locale d’énergie renouvelable.

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Le Nord de la France attire les investisseurs étrangers. Nouvel exemple avec le projet Hydrovolt, une usine de batteries électriques. Elle vient de s’implanter à Hordain et devrait débuter son activité mi-2025.

Une usine de batteries électriques dans le Nord

L’implantation de cette usine s’inscrit dans le cadre du développement rapide de la « vallée de la batterie » des Hauts-de-France. Cette région devient un hub central pour l’industrie des batteries électriques en Europe. Hydrovolt profitera de la proximité avec les quatre méga-usines déjà présentes ou en construction dans la région, notamment à Douvrin. Ole-Christen Enger, directeur général de Hydrovolt estime qu’il s’agit « d’une étape importante pour Hydrovolt, et l’entrée sur le marché français nous aidera à maintenir notre position de leader européen du recyclage des batteries lithium-ion. »

Cette usine de 3 000 mètres carrés à Hordain sera dédiée au démantèlement et au recyclage des batteries usagées, défectueuses et mises au rebut des véhicules électriques. Le processus de recyclage permettra de récupérer des matières premières comme le lithium, le nickel et le cobalt. Ainsi, cela devrait permettre de réduire la dépendance de l’Europe aux importations de ces matériaux critiques, principalement en provenance de Chine.

Une réponse aux défis environnementaux et industriels

L’Europe mise fortement sur le développement des véhicules électriques pour atteindre ses objectifs de réduction des émissions de CO2. Mesure phare : l’interdiction prévue des véhicules neufs à moteur thermique dès 2035. En plus des efforts des constructeurs automobiles, le recyclage des batteries joue un rôle crucial dans cette transition. De fait, l’Union européenne s’est fixé des objectifs ambitieux : 25 % des métaux critiques doivent provenir de matières recyclées en Europe d’ici 2030, avec des efforts supplémentaires pour raffiner et extraire ces matériaux au sein même du continent.

Hydrovolt n’est pas seul dans cette aventure. D’autres projets de recyclage et de production de matériaux pour batteries émergent dans les Hauts-de-France. Parmi eux, ceux portés par des acteurs comme Eramet et Suez. Le recyclage des batteries électriques offre une nouvelle source de métaux de qualité et présente un avantage écologique et économique par rapport à l’extraction minière traditionnelle.

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Face à l’inquiétude concernant la montée des températures pendant la tenue des Jeux olympiques et paralympiques, la plupart des délégations étrangères ont décidé d’équiper les chambres de leurs athlètes de climatiseurs mobiles. Cette initiative va à l’encontre des ambitions de la maire de Paris, qui souhaitait faire de ces jeux un événement sportif écologique.

Un village olympique qui se voulait écologique

Paris se prépare à accueillir les Jeux Olympiques 2024, et ces derniers devaient se dérouler sous le signe de l’écologie. En ce sens, en février 2023, Anne Hidalgo, maire de Paris, s’était engagée à organiser des jeux sans climatisation au village olympique, en misant sur des constructions écologiques.

Pas de clim dans le village olympique de Paris 2024 : les délégations s’inquiètent “Ils viendront et ils verront qu’ils seront très bien. On a choisi de faire des jeux écolos. Faire ces Jeux, c’est accélérer la transformation écologique de la ville”, plaide Anne Hidalgo. pic.twitter.com/8wYHhCxW9I

— franceinfo (@franceinfo) February 7, 2023

Les bâtiments, principalement en bois et construits par Solideo, bénéficient d’un système de géothermie et de ventilateurs qui garantit une température inférieure de 6°C par rapport à l’extérieur, selon les affirmations des organisateurs. « Il n’y en aura pas besoin – de clim – (…) J’ai beaucoup de respect pour le confort des athlètes, mais je pense beaucoup plus à la survie de l’humanité », avait ainsi martelé la maire de Paris pour justifier sa décision.

Les délégations s’équipent de climatiseurs mobiles

Les délégations nationales conviées aux Jeux olympiques, préoccupées par le risque de canicule, ont commandé  2 500 climatiseurs mobiles pour équiper 7 000 chambres du village olympique (7 200 au total). En effet, en cas de forte hausse des températures, les systèmes de géothermie et de ventilation pourraient ne pas suffire, et les climatiseurs mobiles pourraient donc s’avérer indispensables pour le confort et la performance des athlètes.

Malgré le fait que les climatiseurs soient réputés d’être énergivores (compter une puissance de 2 600 à 2 800 W pour une surface de 20 m²), « l’objectif était vraiment de répondre à ce besoin extrêmement ponctuel pour des athlètes qui jouent le match ou la compétition de leur vie et qui peuvent avoir des exigences de confort et de récupération qui sont supérieures à un été standard », a ainsi justifié Augustin Van Tran Chau, directeur adjoint du village olympique devant la presse, mardi 2 juillet 2024.

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À peine attribué, le projet éolien flottant Bretagne Sud se dessine déjà comme une exception européenne. Du fait de la relative immaturité de la technologie, l’appel d’offres comporterait de nombreux défauts. En conséquence, le prix de l’électricité produite ne refléterait pas les coûts réels. Ces premiers tâtonnements devraient néanmoins aboutir à de futurs appels d’offres plus pertinents pour la filière de l’éolien flottant en Europe.

Récemment attribué, le projet éolien flottant Bretagne Sud, issu de l’appel d’offres AO5, ne doit pas être considéré comme le nouveau standard de l’éolien flottant en Europe. C’est, en substance, ce qu’a déclaré l’association WindEurope dans une récente tribune sur le sujet. Selon l’association, l’appel d’offre comporte des imperfections qui viennent fausser le résultat obtenu, tant sur le prix au mégawattheure (MWh) que sur le choix technologique. Malgré ces imperfections, ce premier appel d’offres européen d’envergure, pour une technologie en plein développement, devrait constituer une base solide pour des appels d’offres de plus en plus pertinents.

Il est encore trop tôt pour connaître le prix réel de l’éolien flottant en Europe

D’abord, selon WindEurope, le projet issu de l’appel d’offre AO5 bénéficie de conditions particulièrement avantageuses, tant en termes de profondeur de fonds que de vitesses de vent. Ces conditions ont permis à Baywa.r.e et Elicio de rendre une offre au tarif particulièrement agressif. Une particularité des appels d’offre français qui agit également en trompe-l’œil vis-à-vis du tarif au MWh. La France a, en effet, exclu de l’appel d’offre les opérations de raccordement du parc, réalisées et financées par RTE, ce qui n’est pas toujours le cas en Europe, entraînant une importante différence de prix au MWh.

En réalité, toujours selon WindEurope, il est encore trop tôt pour connaître le prix réel moyen de l’éolien flottant offshore en Europe. Il n’y a pas eu suffisamment de projets réalisés pour avoir le recul nécessaire sur la question. Ainsi, si un pays européen choisissait d’aligner son prix plafond à l’offre réalisée par Baywa.r.e et Elicio, il pourrait se retrouver sans aucune réponse à l’issue de l’appel d’offres. C’est notamment ce qu’il s’est passé en 2023, concernant le Round 5 des projets éoliens offshore au Royaume-Uni. Le gouvernement avait fixé un prix du MWh maximum trop bas pour de l’éolien offshore posé (52,20 €/MWh), entraînant une absence totale de candidats.

La France doit changer les critères de ses appels d’offre

Si le projet Bretagne Sud va participer au développement de la filière de l’éolien flottant en Europe, l’appel d’offre a tout de même montré des limites qu’il faudrait corriger pour les prochains appels d’offres. L’un des problèmes repose sur le fait que certains des critères hors prix n’ont pas permis de différencier les différents candidats, ces derniers ayant tous eu la note maximale. C’est le cas des critères de développement social et territorial. Cet aspect a pour conséquence d’augmenter l’importance du critère de prix, qui représentait déjà 75 % de la note finale.

WindEurope indique ainsi que ces critères autres que le prix n’étaient pas optimaux. D’abord, celui de la robustesse financière, qui désigne la capacité d’une entreprise à avoir les ressources pour livrer le parc, devrait prendre une plus grande importance. Ce critère ne représentait que 5 % de la note pour le parc Bretagne Sud. Autre problème de taille : l’appel d’offres du projet Bretagne Sud encouragerait les développeurs à prévoir le moins de turbines possible, engendrant le recours à des turbines de 20 MW ou plus, des modèles qui ne sont pas encore disponibles sur le marché. Cette stratégie aurait des limites, puisqu’elle inciterait les candidats à privilégier des fabricants non-européens, et augmenterait les risques du projet.

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Arrivé en tête des élections législatives, le parti d’extrême droite voudrait freiner sur certains sujets liés à la transition énergétique. Voitures électriques, éoliennes et Zones à faibles émissions (ZFE) sont notamment dans son viseur, risquant de mettre à mal une dynamique de changement qui peine déjà à s’installer. Mais qu’en est-il dans le détail ?

À quelques jours du second tour des élections législatives, la bataille fait rage entre les trois partis toujours en lice. Mais les questions environnementales et énergétiques ne sont plus au coeur des débats, malgré des propositions qui pourraient modifier en profondeur l’industrie et le mix énergétique français dans les prochaines années. Du côté du Rassemblement National, on évoque un programme qui ferait la guerre à l’écologie dite « punitive », faisant du nucléaire une force majeure, au détriment, sans doute, des énergies renouvelables.

Un discours un peu plus nuancé qu’en 2022

Sur la question environnementale, le Rassemblement National semble avoir mis de l’eau dans son vin en l’espace de deux ans. Dans son programme présidentiel de 2022, Marine Le Pen annonçait, en effet, vouloir un moratoire sur les sujets de l’éolien et du solaire. La candidate du Rassemblement National affichait explicitement son hostilité à l’égard des éoliennes, évoquant même « le démantèlement progressif des sites (éoliens, NDLR) en commençant par ceux qui arrivent en fin de vie », en plus de la suspension des subventions ainsi que l’achat de l’électricité à un prix de marché.

Mais, depuis, le discours a quelque peu changé. L’idée d’un moratoire est toujours présente, mais seulement pour toute nouvelle construction de chantier éolien. Quant à la filière photovoltaïque, elle paraît hors de danger puisque Jordan Bardella a indiqué vouloir reconstruire une filière photovoltaïque sur le sol français « en la protégeant avec des droits de douane au niveau européen ». Le président du Rassemblement National a également indiqué vouloir convertir les centrales à charbon à la biomasse, ou encore réduire l’empreinte carbone de la France en soutenant les relocalisations et en favorisant les circuits courts. Sans toutefois communiquer davantage de détails techniques et financiers.

Confusion entre mix électrique et mix énergétique et opposition au véhicule électrique

Malgré ce positionnement à peine plus ouvert aux énergies renouvelables, le discours du parti d’extrême droite propose tout de même de faire marche arrière sur plusieurs sujets. En tête, l’interdiction de la vente de voitures à moteur thermique à l’horizon 2035 ou la suppression des Zones à faibles émissions (ZFE). Pour justifier ces choix, le RN avance le fait que la France a un impact carbone déjà faible par rapport à d’autres pays voisins, en particulier grâce au parc nucléaire. Cependant, s’il est vrai que le mix électrique de la France est l’un des plus faiblement carboné de la planète, ce n’est pas le cas de notre mix énergétique. En 2023, 58 % de notre consommation finale d’énergie provenait du pétrole, gaz et charbon, selon les données du ministère de la Transition énergétique. La même année, la France a dépensé 105,3 milliards d’euros en pétrole, biocarburants et gaz, presque entièrement importés.

Profitant d’un regain d’intérêt populaire pour l’énergie nucléaire, le parti promet de « refaire du nucléaire un élément majeur, fondamental, structurant du mix énergétique ». Davantage de nucléaire, mais pour quoi faire ? Car, paradoxalement, le parti s’est toujours montré hostile à la transition vers les véhicules électriques, dont l’essor justifie le développement de nouvelles centrales. Jordan Bardella estimait le 15 mai que « le tout électrique va non seulement entraîner une hausse des factures, pas seulement sur le coût d’acquisition, mais aussi sur les coûts de réparation, va accroître notre dépendance à l’égard des métaux rares de la Chine notamment et cela va totalement désorganiser les industriels ».

Un mélange d’affirmations peu nuancées et en partie erronées. Car, si les voitures électriques sont généralement plus chères à l’achat, la facture à l’usage est nettement moins élevée que celle d’une thermique. Concernant le coût des réparations, les études ne sont pas unanimes. La hausse des coûts suite à un accident pourrait être liée aux accessoires (capteurs, caméras, ordinateur de bord, équipements superflus) plutôt qu’à la motorisation et à la batterie. Quant aux « métaux rares », qui désignent probablement les terres rares, de nombreux moteurs électriques n’en contiennent pas. Ils ne sont donc pas toujours indispensables et n’impliquent pas nécessairement une dépendance à la Chine, comparé à d’autres appareils du quotidien. Enfin, l’argument de la désorganisation des industriels a été balayé par les constructeurs automobiles eux-mêmes. Carlos Tavares, le président du groupe automobile Stellantis alertait que « ceux qui défendent le statu quo sont ceux qui n’ont pas de vision. On ne peut pas s’offrir le luxe de l’inaction ».

Par ailleurs, le président du RN clamait que « celui qui pollue n’est pas l’automobiliste français, mais le supertanker venu du bout du monde » devant l’assemblée européenne en mars 2023. Une nouvelle contradiction dans laquelle l’édile semble oublier que les supertankers transportent le pétrole dont les voitures thermiques dépendent.

Des stratégies énergétiques qui manquent de sérieux

Si l’approche du RN concernant la transition énergétique s’est assouplie afin de ratisser un large électorat, elle comporte toujours de nombreuses zones d’ombre, de contradictions et pâtit d’un manque de rigueur. Il apparaît évident que la décarbonation du pays doit passer l’électrification, et donc un développement de toutes les énergies décarbonées disponibles, du nucléaire au photovoltaïque jusqu’à l’éolien. Cette transition a besoin d’une absolue stabilité pour aboutir. Nous le constatons avec la filière nucléaire, qui souffre actuellement des coups d’arrêts subis par le passé. La fébrilité du RN sur les questions énergétiques ne paraissent donc pas rassurantes.

Toutefois, l’enjeu n’est pas sérieusement considéré par la plupart des grandes formations politiques. Le programme énergétique n’est pas plus élaboré de l’autre côté de l’échiquier. Le Nouveau front populaire se contente d’évoquer le renforcement des filières françaises et européennes de production d’énergies renouvelables, mais ne dit mot, ou presque, sur le nucléaire, évoquant simplement vouloir revenir sur la fusion de l’ASN et l’IRSN. L’atome étant un sujet extrêmement clivant à gauche, notamment entre La France insoumise, Europe Écologie Les Verts, historiquement opposés, et le Parti communiste qui y est favorable. Le Parti socialiste, quant à lui, semble progressivement changer de regard sur la filière.

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Mauvaise nouvelle pour EDF : l’énergéticien français est contraint de modifier le design de son SMR pour cause de difficultés techniques. Une déconvenue qui pourrait avoir de lourdes conséquences, alors que le marché des mini réacteurs nucléaires semble prêt à exploser. 

Alors que la course aux small modular reactors (SMR, ou petits réacteurs modulaires en français) bat son plein à travers le monde, EDF, qui en était à l’avant-projet détaillé de son projet Nuward, a décidé de revoir sa copie. L’énergéticien français, en proie à d’importantes difficultés techniques, aurait décidé de renoncer à développer ses propres innovations, et se concentrer sur des briques technologiques éprouvées.

Jusqu’à présent, EDF travaillait sur l’adaptation de la technologie des réacteurs à eau pressurisée (REP) pour un modèle plus compact grâce à un design inspiré par celui des réacteurs des sous-marins nucléaires français. Dans ce design, le pressuriseur et les générateurs de vapeur devaient notamment être intégrés dans la cuve des réacteurs pour gagner de l’espace. Le design imaginé pour Nuward était particulièrement compact avec une cuve de seulement 4 mètres de diamètre pour 13,50 mètre de hauteur, intégrée dans une enceinte métallique de 15 mètres de diamètre pour 16 mètres de hauteur.

Si cette décision semble avoir été prise dans l’optique d’éviter ou limiter les retards et les dépassements de budget, EDF n’a communiqué aucune information sur l’impact de cette décision sur le calendrier final, ni sur d’éventuelles modifications des caractéristiques techniques du réacteur commercialisé. Jusqu’à présent, Nuward visait la production d’une petite centrale de 340 MWe composée de deux réacteurs de 170 MWe à partir de 2030.

EDF est-il en train de perdre la course aux SMR ?

Pour EDF, il s’agit là d’un important coup dur, car les SMR sont amenés à jouer un rôle important dans la décarbonation de la production d’énergie à travers le monde, et un trop gros retard du Français sur le sujet pourrait le disqualifier. En effet, la concurrence est rude : dans le monde, on compte près de 80 projets en cours de développement dont certains sont très avancés. C’est notamment le cas du réacteur Natrium de la société Terra Power, ou encore du projet de la startup française Jimmy qui vise à décarboner l’industrie. Cette dernière espère livrer son premier client dès 2026.

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L’énergie solaire prend le devant de la scène mondiale, surpassant toutes les prévisions avec une croissance sans précédent. Principal vecteur de la transition énergétique, cette source d’énergie propre se déploie à une vitesse impressionnante, marquant un tournant décisif dans la lutte contre le changement climatique.

Les champions du solaire

En 2023, le secteur solaire a connu un essor spectaculaire, avec l’installation de 447 GW de nouvelle capacité, un bond remarquable par rapport aux 239 GW de l’année précédente. La Chine continue de mener le peloton, doublant presque sa capacité d’installation à 253 GW. Cette expansion rapide témoigne de la priorité donnée à l’énergie solaire dans les politiques énergétiques globales, la Chine étant suivie de près par l’Union européenne et les États-Unis dans le déploiement de nouvelles installations.

Au-delà de la Chine, l’Union européenne affiche également une croissance impressionnante, ajoutant 56 GW en 2023, surpassant les États-Unis qui en ont ajouté 32 GW. L’Allemagne se démarque en Europe avec un record de 15 GW installés en un an, positionnant le continent comme un acteur majeur dans l’adoption de cette technologie propre. Ces efforts sont soutenus par des investissements significatifs et une volonté politique forte de réduire la dépendance aux combustibles fossiles.

Pourquoi le solaire séduit-il autant ?

L’adoption massive du solaire peut être attribuée à plusieurs facteurs clés. D’abord, le coût de l’énergie solaire a chuté de 83 % depuis 2009, rendant cette technologie non seulement viable mais aussi économiquement attractive. De plus, les progrès technologiques ont permis une installation rapide et à moindre coût, sans nécessité de transport ou d’achat à l’étranger. Le solaire photovoltaïque représente maintenant 78 % des nouvelles installations d’énergie, une préférence qui s’explique par sa simplicité et son efficacité.

Malgré son succès retentissant, le secteur solaire doit encore surmonter certains obstacles pour maximiser son potentiel. L’augmentation de l’électrification, l’amélioration de la flexibilité des réseaux et le développement des capacités de stockage sont essentiels pour éviter le gaspillage d’énergie solaire et pour continuer à réduire les coûts. Les projections indiquent que l’Union européenne pourrait intégrer jusqu’à 2400 GW d’énergie solaire d’ici 2040, couvrant 39 % de ses besoins en électricité.

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En 2023, le mix énergétique de l’Union européenne (UE) a continué d’évoluer vers une plus grande part de sources renouvelables, tout en maintenant une contribution du nucléaire. Cette tendance s’est renforcée au début de l’année 2024, marquant une étape importante dans la transition énergétique de l’UE.

2023 : un mix énergétique qui fait déjà la part belle aux renouvelables

En 2023, la production d’électricité de l’UE a atteint des niveaux record en termes de sources d’énergie renouvelables. Les données montrent que les énergies renouvelables ont représenté près de 45 % de la production totale d’électricité, surpassant pour la première fois les combustibles fossiles.

Les principales sources d’énergie renouvelable comprenaient l’éolien, le solaire et l’hydroélectricité. L’énergie éolienne a particulièrement contribué à cette hausse, avec une augmentation de la capacité installée de 12 % par rapport à l’année précédente. L’énergie solaire a également connu une croissance notable, grâce à des politiques favorables et à une réduction continue des coûts des panneaux solaires.

Le nucléaire, quant à lui, a représenté environ 23 % de la production totale d’électricité. Malgré les débats sur son avenir, le nucléaire reste une source d’énergie clé pour plusieurs pays européens, notamment la France, qui dépend fortement de ses centrales nucléaires pour garantir une production d’électricité stable et faible en carbone.

En revanche, la part des combustibles fossiles dans le mix énergétique a diminué, représentant environ 32 % de la production totale. Cette baisse est en grande partie due à une réduction de l’utilisation du charbon et du gaz naturel, favorisée par des politiques environnementales strictes et une augmentation des coûts associés aux émissions de carbone.

2024 : l’année de l’électricité décarbonée pour l’Europe ?

Les premiers mois de 2024 confirment la tendance observée en 2023, avec une augmentation continue de la part des énergies renouvelables dans le mix énergétique de l’UE. Les données préliminaires indiquent que plus de 74 % de l’électricité produite dans l’UE en janvier 2024 provenait de sources zéro émission, y compris les renouvelables et le nucléaire.

L’énergie éolienne a connu un début d’année exceptionnel, bénéficiant de conditions météorologiques favorables et d’investissements accrus dans les infrastructures. L’énergie solaire continue de croître, soutenue par des initiatives gouvernementales et une demande croissante de solutions énergétiques durables.

Le nucléaire maintient sa contribution stable, malgré les défis liés à la maintenance et au renouvellement des infrastructures vieillissantes. Les investissements dans les technologies de nouvelle génération et les petits réacteurs modulaires (SMR) sont considérés comme des solutions potentielles pour assurer la pérennité du nucléaire en Europe.

L’année 2023 et le début de 2024 marquent des étapes significatives dans l’évolution du mix énergétique de l’Union européenne. La montée en puissance des énergies renouvelables, combinée à une contribution stable du nucléaire, dessine un avenir énergétique plus vert et plus durable pour l’Europe. Les défis restent nombreux, mais les perspectives sont prometteuses, grâce aux innovations technologiques et aux politiques ambitieuses de l’UE en matière de transition énergétique.

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La nouvelle a fait la une de l’actualité : Orano vient de perdre le permis d’exploiter l’une des futures plus grandes mines d’uranium au monde. Si cette nouvelle n’a en réalité que très peu d’impact sur le futur approvisionnement français en matière d’uranium, elle constitue une bonne occasion de faire le point sur les mines fournissant du combustible nucléaire à EDF. 

Orano vient de perdre son permis d’exploitation de la mine d’uranium d’Imouraren, considérée comme l’un des plus grands gisements d’uranium au monde avec un potentiel estimé à 200 000 tonnes. Selon la junte militaire, qui contrôle le Niger depuis un an, le spécialiste français du combustible nucléaire n’aurait pas commencé les travaux exploratoires dans les temps. Malgré cet échec, l’entreprise se veut rassurante, et cette nouvelle n’aura aucun impact sur l’approvisionnement des centrales nucléaires françaises à court et moyen terme. D’abord, EDF, qui consomme chaque année environ 7 000 tonnes d’uranium, dispose d’importants stocks de combustible permettant d’alimenter tous ses réacteurs pendant une dizaine d’années. Mais surtout, pour justement éviter toute rupture d’approvisionnement, l’énergéticien français utilise de l’uranium en provenance des quatre coins du globe.

EDF se fournit principalement chez Orano

En tête des fournisseurs d’EDF en matière d’uranium, on retrouve Orano. Issue du démantèlement d’Areva en 2018, l’entreprise se charge de toutes les étapes de gestion du combustible nucléaire, depuis les travaux exploratoires destinés à trouver de nouveaux gisements, jusqu’au recyclage du combustible usagé. Orano exploite actuellement de nombreuses mines d’uranium au Canada, au Kazakhstan et au Niger. Au Canada, on recense deux des gisements les plus prolifiques au monde du fait d’une très forte teneur en uranium. Ces deux mines, découvertes au cours des années 1980, sont situées dans le nord de la province du Saskatchewan. Celle de McArthur River, qui utilise des techniques d’exploitations uniques pour éviter tout contact entre les mineurs et le minerai, produit 7 700 tonnes d’uranium par an.

Au Kazakhstan, Orano exploite également les gisements de Muyunkum et de Tortkuduk, qui pourraient être agrandis dans les années à venir. Enfin, si le groupe français a perdu le droit d’exploiter la mine Imouraren, elle reste présente au Niger et exploite le vaste site d’Arlit, situé dans le désert de l’Aïr. Celui-ci, découvert par le CEA dans les années 1950, est cependant en fin de vie, tout comme le site voisin de Cominak qui a finalement été fermé en 2021. Ces trois pays que sont le Niger, le Canada et le Kazakhstan, constituent le trio de tête des pays fournisseurs de l’Europe en matière d’uranium. En prévision, Orano mène également des programmes d’explorations et des tests d’exploitation en Ouzbékistan ainsi qu’en Mongolie. La France a d’ailleurs signé un protocole d’accord pour l’exploitation de la mine d’uranium mongole de Zuuvch Ovoo à partir de 2028.

Les autres fournisseurs

Malgré la longue liste des sites exploités par Orano, EDF a également d’autres fournisseurs, permettant notamment de multiplier les sources, et donc d’assurer la sécurité de l’approvisionnement français en combustible nucléaire. Selon une note parue en mai 2022 portant sur l’Analyse du Cycle de Vie (ACV) du kWh nucléaire, EDF indique que son approvisionnement en uranium provient à 21 % du Canada, 18 % de la Russie, 18 % du Kazakhstan, 17 % du Niger, 16 % de l’Australie et enfin 10 % de Namibie. Ces deux derniers pays possèdent, en effet, des mines d’uranium d’envergure internationale.

En Australie, l’Olympic Dam, située dans le sud du pays, est considérée comme la plus grande ressource d’uranium au monde. La Namibie fait aussi partie des plus grands producteurs d’uranium au monde, en particulier grâce à la mine de Rössing. Enfin, la Russie compte parmi les acteurs majeurs de l’exploitation de l’uranium avec, par exemple, le site de Krasnokamensk, plus grande mine du pays. Cette diversité de fournisseurs permet à la France d’assurer un approvisionnement constant, et ce, malgré la fluctuation de la situation géopolitique mondiale.

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La filière hydrolienne continue de se faire une place au soleil des énergies renouvelables, avec pas moins de 11 projets en cours de développement en Europe. Mais si le Vieux Continent mène la danse sur le sujet, la France peine à sortir de l’ombre du Royaume-Uni.

Pour développer son projet hydrolien de 4,9 MW au large du Pays de Galle, la société Verdant Morlais vient d’annoncer un partenariat avec le britannique Inyanga Marine Energy Group, plus connu en France sous le nom de HydroWing. Cette nouvelle témoigne d’un développement de plus en plus concret des technologies hydroliennes. Mais elle symbolise également une mainmise du Royaume-Uni sur l’hydrolien, au détriment de la filière française qui se retrouve, une fois de plus, laissée de côté.

La France accuse un retard conséquent face au Royaume-Uni

Pourtant, en matière d’énergies marines renouvelables, en particulier pour l’hydrolien et l’houlomoteur, l’Europe fait office de figure de proue mondiale. Symbole de cette domination européenne, selon un récent rapport d’Ocean Energy Europe, l’Europe a installé 30,5 MW d’installations d’hydroliennes, contre seulement 10,9 MW pour le reste du monde. Rien qu’en 2023, l’Europe a ajouté 280 kW de moyens de production contre uniquement 95 kW pour le reste du monde. Toujours selon Ocean Energy Europe, cette dynamique européenne n’est pas près de s’arrêter puisque 137 MW d’installations sont en projet pour l’horizon 2024-2028. Actuellement, on compte 11 projets en cours de développement à travers l’Europe.

Mais à y regarder de plus près, c’est principalement le Royaume-Uni qui mène le jeu avec 8 projets ayant reçu des financements, contre un seul en France. Il faut dire que le Royaume-Uni bénéficie d’une géographie avantageuse, notamment grâce à l’archipel des Orcades, au nord de l’Écosse ou la baie de Morlais, au large du Pays-de-Galles. On y retrouve des projets particulièrement avancés comme le prototype O₂ d’Orbital Marine Power ou l’hydrolienne Grace de Nova Innovation dans les Orcades, tandis que d’autres sont en projet dans la baie de Morlais par Hydrowing ou encore Magallanes Renovables.

L’espoir Flowatt ?

En France, la filière semble battre de l’aile, en témoigne la triste faillite de Sabella. Mais outre le projet NH1, porté par Normandie Hydrolienne, FloWatt est porteur de grands espoirs pour l’hydrolien en France. Le projet, mené par HydroQuest en association avec Qair, vient de recevoir le soutien de l’État français à travers le plan France 2030. Ce soutien se matérialise par une aide financière de 65 millions d’euros et un tarif d’achat préférentiel, ce qui devrait permettre un démarrage des travaux à partir de 2025. Pour ce projet, ce sont 7 hydroliennes de 2,5 MW qui devraient être immergées dans le raz Blanchard, au large du Cotentin.

Le reste du monde entre dans la danse

Avec ces deux projets en cours, la France conserve une légère avance sur bon nombre de pays dans le monde, mais la filière va nécessiter d’autres messages forts du gouvernement, au risque de voir cette avance fondre comme neige au soleil. Aux États-Unis, toujours selon Ocean Energy Power, voilà 3 ans de suite que le gouvernement augmente ses investissements dans les énergies marines renouvelables, totalisant 120 millions de dollars d’investissement rien que sur l’année 2023. De son côté, la Chine prépare également une offensive sur les énergies hydroliennes et houlomotrices qui pourraient bouleverser le paysage des EMR. C’est déjà ce qui s’est passé avec l’éolien et le photovoltaïque il y a quelques années.

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Malgré un rendement peu avantageux, l’hydrogène suscite de nombreux espoirs en tant que vecteur d’énergie. Face à ce constat et pour en faciliter l’utilisation, une startup néerlandaise a mis au point un électrolyseur qui a la particularité de pouvoir produire de l’hydrogène en fonction du prix de l’électricité. Un principe intéressant qui pourrait contribuer à rendre l’hydrogène plus abordable. 

Le Battolyser n’est pas le nom d’un énième gadget des Men In Black, mais un électrolyseur 2-en-1 capable de produire de l’hydrogène vert à moindre coût, tout en stockant de l’électricité renouvelable. Mis au point par une université néerlandaise, cet appareil est en test depuis près d’un an dans une centrale électrique des Pays-Bas, où il produit de l’hydrogène destiné à refroidir les pales des turbines à gaz. Désormais, l’entreprise Battolyser Systems souhaite passer à l’étape supérieure et prépare la commercialisation d’un module de 2,5 MW de puissance à partir de l’année prochaine. Pour accélérer ce développement, l’entreprise a reçu un financement à hauteur de 40 millions d’euros par la Banque européenne d’investissement pour permettre cette montée en puissance.

Produire de l’hydrogène lorsque l’électricité est la moins chère

La promesse du Battolyser est la suivante : pouvoir stocker de l’électricité issue des énergies renouvelables dans ses batteries, puis de pouvoir utiliser de l’électricité renouvelable, lorsqu’elle est la moins chère, pour produire de l’hydrogène abordable et décarboné. Pour y parvenir, Battolyser Systems a mis au point un électrolyseur capable de démarrer et de s’arrêter presque instantanément. Cela permet ainsi de démarrer la production d’hydrogène dès que le prix de l’électricité passe sous un certain seuil, puis de la stopper dès lors que le prix augmente de nouveau. Lorsque le prix de l’électricité est élevé, le Battolyser peut réinjecter de l’électricité stockée sur le réseau, permettant ainsi à son propriétaire d’amortir un peu plus le coût de la production de l’hydrogène.

Outre cette caractéristique, l’électrolyseur mis au point est plutôt efficient, ne nécessitant que 49 kWh d’électricité pour produire 1 kg d’hydrogène, contre une moyenne de 56 kWh/kg H2, selon un rapport de l’ADEME datant de janvier 2020.

Battolyser Systems devrait commencer par proposer un modèle de 2,5 MW de puissance associé à une batterie de 800 kWh de capacité. Dès le deuxième trimestre 2025, le fabricant espère lancer un modèle à la puissance deux fois supérieure, qui sera capable de produire 100 kg d’hydrogène par heure, contre 50 kg pour le premier modèle. Ce deuxième modèle de 5 MW sera associé à une batterie de 1,6 MWh. Pour finir, à la fin de l’année 2026, Battolyser pourrait lancer un module beaucoup plus puissant de 25 MW associé à une batterie de 6,25 MWh.

Amener la production d’hydrogène au plus près des besoins

Avec cet équipement, Battolyser espère diminuer le prix de l’hydrogène produit en optimisant l’utilisation d’électricité renouvelable, mais pas seulement. Les dimensions du Battolyser sont telles qu’il peut être installé directement auprès des industries nécessitant de l’hydrogène. Cette relative compacité permet d’en faciliter l’installation et surtout de limiter les contraintes liées au transport de l’hydrogène. Du fait de sa grande volatilité, celui-ci est, en effet, difficile à stocker et à transporter. De ce fait, pouvoir le produire en fonction de la demande constitue un avantage important.

Selon Battolyser, les industries visées vont des raffineries de pétrole aux entreprises de transport, mais si l’appareil répond aux attentes, nul doute que ses utilisations pourraient se multiplier. Pourquoi ne pourrait-il pas être implanté au cœur de cette station à hydrogène hybride ?

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Dans une centrale de stockage hydroélectrique, le turbinage désigne le processus où l’eau est libérée d’un réservoir supérieur pour passer à travers des turbines, entraînant un générateur afin de produire de l’électricité. À l’inverse, le pompage remonte l’eau vers ce même réservoir. En temps normal, ces deux opérations ne peuvent pas se dérouler simultanément. Cependant, afin d’optimiser le fonctionnement des centrales, un système de pompage et turbinage simultanés a déjà été expérimenté dans l’une de nos installations en France, et les résultats se sont avérés prometteurs. 

La décarbonation des systèmes énergétiques s’appuie largement sur l’intégration des énergies renouvelables, notamment le solaire et l’éolien. Toutefois, cette transition soumet à rude épreuve certaines infrastructures électriques existantes, dont les stations de transfert d’énergie par pompage-turbinage (STEP). Historiquement, ces centrales de stockage étaient utilisées pour accumuler l’énergie durant la nuit et les weekends, pour ensuite la libérer pendant les jours ouvrés.

Cependant, avec l’arrivée des énergies renouvelables, le cycle de stockage et de déstockage des STEP a évolué pour répondre à l’intermittence du solaire et de l’éolien. Ces centrales doivent maintenant accumuler de l’énergie lorsque le soleil brille ou que le vent est fort, et pallier les déficits lorsque ces sources ne suffisent pas. Face à ces nouveaux défis, des améliorations infrastructurelles sont nécessaires. C’est dans ce contexte que s’inscrit l’une des initiatives du projet européen Xflex Hydro centré sur l’hydroélectricité. Dans ce cadre, un concept de pompage et turbinage simultanés (PTS) a été expérimenté à la STEP de Grand’Maison, en Isère, dans le but d’y apporter une mise à niveau afin de mieux correspondre au changement du paysage énergétique.

Un court-circuit hydraulique

La centrale de stockage de Grand’Maison est la plus grande STEP de l’Union européenne avec une puissance de 1800 MW. Elle dispose de 12 turbines, dont 8 sont réversibles. C’est en 2021 que l’équipe de Xflex Hydro y a testé ce que l’on appelle un « court-circuit hydraulique ». Cette technique consiste en la réalisation simultanée de pompage et de turbinage avec deux unités différentes. Cela est possible grâce à la configuration des conduites d’eau, car celles-ci se croisent en certains points. Pendant le pompage, l’eau qui atteint ces intersections est donc partiellement redirigée : une partie monte vers le bassin d’eau supérieur tandis que l’autre est déviée vers une turbine pour générer de l’électricité. Grâce à cette méthode, 40% du pompage s’effectue en TPS.

Un soutien au réseau électrique et une réduction des émissions

Le principal intérêt du PTS est le soutien qu’il offre au réseau électrique en aidant à en maintenir l’équilibre. En temps normal, lors des phases de pompage, la STEP ne peut réguler la fréquence du réseau, qui doit être constamment maintenue à 50 Hz. Cette régulation n’est possible que durant le turbinage. Selon Xflex, le PTS a permis à Grand’Maison de gagner une réserve (ou puissance) d’équilibrage de 240 MW. En cas de surproduction d’électricité, ou de trop forte demande, cette réserve est activée afin de stabiliser le réseau. Les 240 MW supplémentaires correspondraient à 20 % du besoin français en matière de puissance d’équilibrage. En outre, le système pourrait remplacer les centrales fossiles, avec un potentiel d’économie d’environ 90 000 tonnes de CO₂ par an en se substituant des centrales à gaz.

La gestion des risques du système PTS

La complexité de la modification apportée au système de stockage de Grand’Maison a exposé l’installation à de sérieux défis. La démonstration de concept réalisée en 2021 avait pour but d’évaluer l’impact de la technique de PTS sur les infrastructures existantes. Cette évaluation a porté sur plusieurs facteurs, tels que les effets de la haute pression et les changements dans le cycle de l’eau. Pour vérifier la compatibilité du système avec le PTS, des simulations numériques ont été employées, permettant d’analyser le comportement dynamique de l’installation. Les résultats ont indiqué que la centrale résiste bien aux pressions élevées requises et que les ajustements apportés restent dans les limites acceptables.

Par ailleurs, des simulations de divers scénarios de PTS ont également été réalisées pour anticiper les risques potentiels. Parmi les risques envisagés, la perte d’énergie était plausible, mais elle s’est révélée minime pour Grand’Maison. Et bien que le PTS puisse influencer la stabilité des flux, les simulations ont montré que les impacts étaient négligeables.

Suite à la validation du concept pour Grand’Maison, EDF prévoit désormais de le mettre en pratique dans la centrale de stockage de Super-Bissorte, en Savoie.

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Les développeurs de projets éoliens offshore et les pêcheurs sont sur le point d’enterrer la hache de guerre, tout du moins en mer Méditerranée. Une coopérative de pêcheurs vient, en effet, d’être créée pour apporter des services commerciaux auprès des développeurs de parcs éoliens. Une nouvelle qui va dans le sens d’une meilleure entente entre les deux camps. 

On pressentait déjà un semblant de réconciliation entre la filière de la pêche en mer et celle de l’éolien en mer, autour du parc Provence Grand Large. À l’époque, les pêcheurs locaux et les porteurs du projet pilote avaient réussi à trouver un terrain d’entente. Désormais, en Méditerranée, cette entente pourrait aller plus loin, puisqu’une nouvelle coopérative portée par des pêcheurs vient d’être créée. Appelée Pêcheurs Méditerranée Services (PMS), elle devrait permettre à ces derniers de réaliser des prestations commerciales pour le compte des parcs éoliens, leur apportant ainsi un complément de revenu.

Dans un premier temps, l’objectif de la coopérative est de mettre à disposition des parcs des CTV (Crew Transfer Vessel), ces navires de transports permettant au personnel des parcs d’accéder aux éoliennes. Par la suite, la société pourrait proposer des services de tourisme industriel, de surveillance maritime ou de prêt de navires. Pour l’heure, les fondateurs de cette coopérative ont rencontré les candidats à l’appel d’offre AO6 qui porte sur la mise en œuvre de deux parcs éoliens de 250 MW en Méditerranée.

Éolien, pêche artisanale et pêche industrielle : une équation complexe

Si cette nouvelle témoigne d’une entente possible entre éolien offshore et acteurs de la pêche en mer, la situation est souvent plus complexe. De manière générale, le positionnement des parcs éoliens offshore suscite régulièrement des conflits en condamnant des zones de pêche. À l’occasion de la dernière consultation nationale sur la planification maritime, les comités des pêches de la façade NAMO (Nord Atlantique Manche Ouest) ont affiché une position claire : ils refuseront toute implantation d’éoliennes offshore dans des secteurs qui impacteraient les activités de pêche. C’est d’ailleurs sur ce sujet que se concentrent les principales requêtes des pêcheurs français, même si des inquiétudes surviennent généralement concernant les potentielles atteintes à l’environnement marin durant les phases de travaux. Cette phase a notamment inquiété les pêcheurs de la baie de Saint-Brieuc, qui craignent, encore aujourd’hui, une baisse de production des Saint-Jacques à cause des nuisances provoquées par l’installation des éoliennes du parc Ailes Marines.

Si une partie de la taxe éolienne, fixée à un tarif de 19 890 euros par an et par MW installé, est censée venir compenser les potentiels désagréments causés aux pêcheurs travaillant à proximité des parcs, elle a fait l’objet de vives critiques, notamment de la part de l’association Bloom. Dans un récent rapport, celle-ci dénonce une répartition inégale de la taxe, au détriment des pêcheurs artisans. Outre l’aspect pécuniaire, les pêcheurs militent pour qu’un équilibre soit systématiquement trouvé afin de permettre le déploiement de l’éolien offshore sans compromettre une filière pêche compétitive.

Éloigner les parcs éoliens des côtes

L’une des solutions consisterait à éloigner les parcs éoliens des côtes françaises, ce qui permettrait de limiter l’impact de ces derniers sur les activités maritimes, et en particulier sur la pêche. C’est notamment ce qui a permis aux développeurs du PGL de trouver un accord avec les pêcheurs locaux. Si, dans d’autres pays européens comme l’Allemagne, les Pays-Bas ou encore le Royaume-Uni, l’implantation des parcs à tendance à s’éloigner des côtes à mesure que les technologies évoluent, les projets actuellement en développement en France restent souvent à moins de 30 kilomètres de la côte. Dernier projet retenu, le parc Bretagne Sud doit être implanté, au plus près, à moins de 20 kilomètres des côtes de Belle-Île-en-Mer.

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Comment les Français perçoivent-ils les énergies renouvelables ? C’est à cette question que répond un nouveau sondage publié par l’association France Renouvelables. Il en ressort que les citoyens sont massivement favorables aux énergies renouvelables. Un indicateur intéressant à quelques jours des élections législatives.

En 2019, avec la loi Énergie Climat, la France s’est fixé comme objectif de parvenir à 33 % d’énergies renouvelables dans sa consommation finale brute d’ici 2030. Un réel défi, sachant qu’on en était qu’à 22,2 % en 2023. La route est encore longue, d’autant que le développement des projets se fait malgré de nombreux obstacles comme la complexité administrative et l’opposition des riverains. S’agissant du volet administratif, le gouvernement a pris les choses en main pour simplifier les procédures, avec la loi du 10 mars 2023 relative à l’accélération des énergies renouvelables. Du côté de l’acceptation des projets par les riverains, la tâche est plus délicate.

Dans ce contexte, l’association porte-parole des énergies renouvelables électriques sur le territoire, France Renouvelables a mené une enquête avec YouGov pour recueillir le sentiment des Français à l’égard des énergies renouvelables. Contrairement aux idées reçues, le résultat est très positif puisque 8 Français sur 10 veulent davantage d’énergies renouvelables dont un tiers estime que ce développement doit être une priorité et une urgence. À l’inverse, seuls 3 % considèrent qu’il ne faut pas les développer et 6 % que ce n’est pas urgent.

Les énergies renouvelables utiles pour notre indépendance énergétique

50 % des sondés ont indiqué que la réduction de notre dépendance aux importations était la principale utilité des énergies renouvelables, avec le fait qu’elles n’émettent pas de gaz à effet de serre (48 %). Les personnes interrogées pouvaient faire plusieurs choix ici.

Le sondage a été réalisé sur un échantillon de 2000 personnes, avant le scrutin européen. Une question posée est particulièrement intéressante. Elle porte sur les arguments qui rendraient les personnes encore plus favorables à l’installation d’un parc éolien ou photovoltaïque près de chez eux. En effet, les Français peuvent être en théorie favorables aux énergies renouvelables, jusqu’à ce qu’un projet soit prévu à proximité de chez eux. Dans ce cas, les oppositions commencent à se faire entendre. Mais plusieurs raisons peuvent convaincre les Français à accepter la présence d’un projet près de chez eux. Par exemple, il y a le fait de bénéficier d’un tarif préférentiel sur l’électricité (63 %), le fait d’augmenter les recettes fiscales de leur commune pour améliorer les services publics locaux (54 %), et l’accès aux aides financières pour la rénovation énergétique de leur logement ou pour l’achat d’un véhicule électrique (48 %). On voit donc que dès lors qu’ils peuvent en tirer des bénéfices sur leur vie quotidienne, les sondés peuvent se laisser convaincre à l’installation d’un projet d’énergie renouvelable à proximité de leur domicile.

Le résultat de ce sondage est important à la veille des élections législatives, alors que les partis n’ont pas tous la même opinion sur le sujet. Ainsi, le Rassemblement National (RN) qui caracole en tête des sondages s’est toujours montré plutôt opposé aux énergies renouvelables, préférant tout miser sur le nucléaire pour notre indépendance énergétique. Les partis composant le Nouveau Front populaire se montrent au contraire favorables au développement des énergies renouvelables. Enfin, le parti présidentiel entend associer l’accélération des énergies renouvelables au développement du nucléaire.

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Si le nucléaire est, aujourd’hui, l’une des solutions privilégiées pour décarboner la production d’électricité dans le monde, cette technologie pourrait faire bien plus. En effet, chaque réaction de fission engendre une quantité colossale de chaleur dont l’utilisation pourrait participer à décarboner l’industrie. C’est ce que la Chine a commencé à faire avec le projet Heqi 1. 

À l’est de la Chine, le projet Heqi 1 consiste à envoyer de la vapeur d’eau issue des systèmes de refroidissement de la centrale nucléaire de Tianwan vers une zone industrielle de la ville de Lianyungang. Cette transmission n’est pas directe, pour garantir une sécurité maximale. L’eau du circuit de refroidissement est transformée en vapeur dans le générateur à haute pression grâce à la réaction de fission nucléaire. Cette vapeur sert ensuite à faire bouillir de l’eau de mer dans une usine de dessalement. Ensuite, la vapeur résultante de cette opération est elle-même conduite jusqu’à une usine pétrochimique par le biais d’un pipeline de 23 kilomètres de long, où elle servira pour les activités industrielles du site. Outre ces choix de conception, un ensemble de points de contrôles ont été mis en place pour vérifier l’absence de traces de radioactivité dans la vapeur. En cas d’anomalie, l’installation serait immédiatement arrêtée.

Selon la Compagnie nucléaire nationale chinoise (CNNC), le projet permettrait de fournir 4,8 millions de tonnes de vapeur par an, et ainsi éviter l’utilisation de près de 400 000 tonnes de charbon par an.

Cogénération : l’avenir de la filière nucléaire ?

Actuellement, la grande majorité des réacteurs nucléaires dans le monde est exclusivement dédiée à la production d’électricité. Pourtant, le rendement électrique d’une centrale ne dépasse guère les 30%, et les 70% d’énergie restante sont perdus sous forme de chaleur. Le développement d’une installation de cogénération de cette envergure pourrait marquer une étape cruciale dans le développement de la filière nucléaire, en permettant de mieux répondre aux enjeux de la décarbonation.

Il pourrait s’agir d’une réponse au défi de la production de chaleur, aujourd’hui largement dépendante des énergies fossiles. Dans la même dynamique, la startup française Jimmy cherche à mettre l’énergie nucléaire au service de la production de chaleur pour en accélérer la décarbonation grâce à son propre modèle de SMR. Si tout se passe comme prévu, les premiers réacteurs pourraient être déployés dès 2026.

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En dépit de leurs efforts pour économiser l’eau, les Français pourraient bientôt voir leurs factures augmenter. La nécessité d’investir massivement dans la rénovation des réseaux de distribution d’eau rend cette augmentation inévitable.

Consommation d’eau en baisse mais factures en hausse

Les Français ont réussi à réduire leur consommation d’eau de 3% en 2023 par rapport à 2022. Toutefois, cette baisse de consommation, bien que bénéfique pour l’environnement, entraîne une baisse des recettes pour les services d’eau potable. En effet, 80% des factures d’eau sont directement liées à la consommation. Moins d’eau consommée signifie donc moins de revenus pour financer les services essentiels. Par conséquent, malgré la réduction de la consommation, les usagers doivent s’attendre à une augmentation de leur facture dans les mois à venir.

Un des principaux facteurs expliquant cette hausse des factures est l’état déplorable des réseaux de distribution. Environ un litre d’eau sur cinq n’atteint pas les robinets en raison de fuites dans les canalisations. Cette situation est particulièrement critique dans des départements comme la Meuse et le Lot, où entre 30% et 40% de l’eau se perd avant d’arriver aux consommateurs. Pour remédier à ce problème, Intercommunalités de France a estimé qu’il faudrait investir 30 milliards d’euros sur cinq ans pour rénover ces réseaux. La moitié de cette somme serait consacrée à la réparation des infrastructures défectueuses.

Options de financement : abonnements et prix du mètre cube

Pour financer ces investissements nécessaires, plusieurs solutions sont envisagées. Une première option serait d’augmenter la part des abonnements, actuellement plafonnée à 30%, à 40%. Cette mesure permettrait de stabiliser les recettes, indépendamment de la consommation d’eau. Une autre option serait d’augmenter le prix du mètre cube d’eau. Toutefois, cette augmentation pourrait ne pas impacter de manière significative la facture globale, sauf si les consommateurs réduisent encore leur consommation. Certaines régions, comme la métropole de Lyon, envisagent également des systèmes de tarification progressive où les premiers mètres cubes sont gratuits ou à prix réduit, mais l’eau devient plus chère au-delà d’un certain seuil.

La mise en place de tarifs progressifs vise à distinguer l’eau utilisée pour des besoins essentiels de celle utilisée pour des loisirs. À Lyon, par exemple, dès le 1ᵉʳ janvier 2025, les premiers mètres cubes d’eau seront gratuits pour encourager une consommation responsable. En revanche, les consommations au-delà de ce seuil seront facturées à un tarif plus élevé.

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L’issue du scrutin législatif français pourrait impacter les activités nucléaires du groupe EDF. Les syndicats s’inquiètent face à cette incertitude alors que des lignes claires sont indispensables pour envisager sereinement l’avenir de la filière.

Jusqu’au 9 juin 2024, le nucléaire français avait de beaux jours devant lui. Dans son discours de Belfort de février 2022, le Président de la République avait notamment annoncé la relance du nucléaire avec la construction de 6 nouveaux EPR2 ainsi qu’une étude portant sur la possibilité d’en construire 8 supplémentaires. EDF s’était donc mise en ordre de bataille pour relever le défi. Pour cela, le groupe a été renationalisé en juin 2023, conformément à une annonce de l’exécutif. Et les sites des 6 premiers EPR2 ont été définis, il s’agira de centrales déjà existantes.

Un changement de gouvernement menace l’avenir du nucléaire français

Mais les élections européennes du 9 juin sont arrivées, plaçant le parti d’extrême droite du Rassemblement National (RN) en tête, avec 31,37 % des suffrages. Le jour même, le Président de la République prenait la décision de dissoudre l’Assemblée nationale, provoquant de nouvelles élections législatives qui se tiendront les 30 juin et 7 juillet 2024. Quel est le rapport avec l’énergie et en particulier la filière nucléaire française ? D’abord, le Président de la République s’est voulu rassurant en réaffirmant la nécessité de construire 14 nouveaux EPR2. L’idée d’en construire 6 puis d’évaluer la possibilité d’en construire 8 autres est donc abandonnée pour le lancement direct de 14 EPR2.

L’issue du scrutin laisse quand même planer un doute sur l’avenir de l’atome en France puisque le prochain gouvernement ne sera peut-être pas mené par le parti présidentiel. Les syndicats s’en inquiètent notamment parce que les décisions prises par Emmanuel Macron n’ont pas encore été intégrées par la loi. Fin 2023, le gouvernement avait soumis à consultation publique un document qui présentait les grandes orientations de la politique énergétique du pays. Ensuite, un projet de volet programmatique de la loi sur la production d’énergie devait voir le jour (il a finalement été abandonné début 2024). Un projet de décret fixant la programmation pluriannuelle de l’énergie doit également être pris cette année, tout comme un projet de stratégie nationale bas carbone (SNBC) à horizon 2030. Quelle sera la teneur de ces textes si l’exécutif se retrouve en cohabitation en juillet ? La sortie des énergies fossiles par la relance du nucléaire et le développement des énergies renouvelables sera-t-elle toujours à l’ordre du jour ?

Les chantiers nucléaires risqueraient d’être à l’arrêt jusqu’en 2027

Lancer de nouveaux chantiers nucléaires requiert énormément de temps et d’argent. La secrétaire nationale de la CFE-CGC, Amélie Henri, expliquait ainsi à l’AFP que « ce serait absolument dévastateur pour l’entreprise que de refaire machine arrière ». En effet, les frais déjà engagés l’auront été en pure perte si finalement, les chantiers ne sont pas menés à leur terme.

Faut-il vraiment s’inquiéter de l’issue du scrutin législatif pour l’avenir du nucléaire ? Si le Rassemblement National remportait la majorité des sièges et se trouvait en position de proposer un Premier ministre, cela ne devrait pas perturber les plans déjà arrêtés pour la filière. En effet, le RN est pro-nucléaire, et s’oppose au contraire au développement des énergies renouvelables (ENR). C’est donc plutôt du côté des ENR qu’il faudrait s’inquiéter. Du côté du Nouveau Front populaire qui rassemble plusieurs partis, la France Insoumise s’est déclarée anti-nucléaire. Lors d’un grand oral devant les grands patrons jeudi dernier, Eric Coquerel (LFI) et Boris Vallaud (PS) ont affirmé que le Nouveau Front populaire ne toucherait pas au parc actuel, au moins jusqu’aux élections présidentielles de 2027. Les décisions pour l’avenir de la filière seront donc reportées.

Cette déclaration risque de ne rassurer qu’à moitié les acteurs du nucléaire. D’un côté, le parc existant devrait être préservé et aucune fermeture de centrale ne devrait intervenir dans l’immédiat. D’un autre côté, est-ce que cela signifie que les projets de construction de nouveaux EPR2 seraient à l’arrêt jusqu’en 2027, alors même qu’ils ont déjà été préparés ? Verdict dans quelques semaines.

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Bonne nouvelle pour la planète ! La production d’énergie est de plus en plus verte. Dernier exemple : en 2023, l’éolien et le solaire dépassent le pétrole.

La production d’énergie se verdit

En 2023, le secteur énergétique connaît un changement majeur. Ainsi, pour la première fois, les énergies solaire et éolienne génèrent une part plus importante de nouvelles énergies que le pétrole. Selon les données de l’Energy Institute, analysées par Carbon Brief, ces deux sources renouvelables produisent 40 % des nouvelles énergies, surpassant les 39 % du pétrole. C’est un fait marquant qui souligne l’essor des énergies renouvelables dans le mix énergétique global.

Pour contextualiser, la production mondiale d’énergie augmente de 2 % par rapport à 2022. Parmi cette croissance, le solaire et l’éolien jouent un rôle prédominant. En effet, leur part dans l’approvisionnement mondial en électricité atteint 13 % en 2023, contre seulement 3 % au début des années 2010. En termes de chiffres, la production combinée de ces énergies est passée de 774 TWh en 2013 à près de 4 000 TWh en 2023.

Les défis persistants de la transition énergétique

Cependant, cette progression des énergies renouvelables ne masque pas les défis persistants de la transition énergétique. En effet, malgré la hausse de la production solaire et éolienne, 2023 a également vu une consommation record de combustibles fossiles. De plus, les émissions mondiales de CO2 continuent d’augmenter. De fait, les énergies propres ne suffisent pas encore à répondre à la croissance de la demande énergétique globale.

Par ailleurs, bon nombre de spécialistes soulignent que les nouvelles données ne sont pas encourageantes pour la lutte contre le changement climatique. En effet, les énergies renouvelables ne parviennent pas encore à remplacer les combustibles fossiles de manière significative. Il est crucial de noter que la transition énergétique, bien qu’entamée, reste insuffisante face aux défis climatiques mondiaux.

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