Une jeune startup française travaille à la mise au point un bateau de pêche autonome, avec une particularité singulière : celui-ci ne devrait pas rentrer au port avec une cargaison de thon, de cabillaud ou de sole, mais plutôt avec des batteries chargées d’électricité décarbonée. 

Que faisait donc cet esquif sans pilote, le long de la digue du port de plaisance des Sablons, à Saint-Malo ? Loin du simple modèle réduit télécommandé, ce monocoque basé sur un ancien Optimist est en réalité un prototype de navire capable de produire de l’électricité, à l’échelle 1/5.

Baptisé Onni, il doit permettre à la startup française UNDA de tester la faisabilité de sa solution technique brevetée de production d’énergie. Celle-ci consiste en un navire autonome et sans pilote, capable de se positionner dans des vagues pouvant atteindre 4 mètres, et de transformer les mouvements de la houle en électricité via un système oscillo-battant. Une fois les batteries pleines, le bateau revient automatiquement au quai pour injecter l’électricité produite sur le réseau. Selon la startup, un tel bateau pourrait produire entre 600 et 700 MWh d’énergie par an. Le démonstrateur sera testé en conditions réelles pendant près d’un an et demi dans le port de Saint-Malo.

Une approche différente des technologies houlomotrices existantes

À l’heure actuelle, de nombreux concepts de production d’énergie issue de la houle reposent sur des dispositifs flottants, mais ancrés au fond marin, et nécessitent une infrastructure permettant de ramener la production d’électricité à terre via des connexions électriques dédiées. À l’inverse, d’autres systèmes, comme DIKWE ou EcoWave Power, sont conçus pour être installés à proximité directe des infrastructures portuaires. Ces derniers profitent généralement d’une houle moins puissante qu’au large.

Sur le papier, le système UNDA réunit le meilleur des deux mondes, et permet de profiter au mieux de la houle, sans nécessiter de liaison électrique coûteuse. Cette configuration lui confère également une plus grande polyvalence, et des investissements moins importants en matière d’infrastructure. Pour ces raisons, ce système pourrait être parfaitement adapté aux communautés insulaires isolées électriquement, qui sont soucieuses de décarboner leurs moyens de production d’énergie. Le système UNDA a également l’avantage de ne nécessiter qu’une maintenance simple, et de ne pas entraîner de conflit d’usage en mer.

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La Belgique vient de commencer la construction de la toute première île énergétique au monde, située en mer du Nord. À terme, cette infrastructure deviendra un élément clé du parc éolien belge en pleine expansion.

Comme dans d’autres pays européens, l’éolien offshore contribuera à la décarbonation de l’électricité en Belgique. Depuis 2020, environ 2,2 GW d’éoliennes ont été installés dans une première zone située en mer du Nord. Afin d’atteindre l’objectif fixé entre 5,4 et 5,8 GW de puissance offshore totale, une nouvelle zone baptisée « Zone Princesse Elisabeth » a été définie. Celle-ci s’étend sur environ 285 km² et accueillera près de 3,5 GW supplémentaires.

Dans le cadre de ce nouveau projet, le pays a décidé de construire une plateforme maritime où seront regroupés les câbles provenant des futures centrales éoliennes dans le but de faciliter l’acheminement de l’électricité vers le continent. Ainsi est né le projet de l’île énergétique artificielle, « Princesse Elisabeth », qui se situera à 45 km des côtes belges, et s’étendra sur une superficie de 6 hectares.  L’installation servira également de point d’atterrage pour les câbles sous-marins reliant la Belgique au Royaume-Uni et au Danemark. Le projet sera piloté par le groupe ELIA, gestionnaire du réseau de transport d’électricité belge, qui vient d’ailleurs d’annoncer la réussite de la mise en place des premiers composants de l’île.

Les premiers caissons déjà installés

La fondation sera composée de 23 caissons en béton qui formeront le périmètre extérieur, tandis que la partie intérieure sera remplie de sable. À la surface seront installées les infrastructures électriques, protégées contre les vagues et les inondations grâce à un imposant mur de protection.

Le 30 avril dernier, le groupe ELIA a ainsi annoncé la réussite de l’installation des deux premiers caissons pesants chacun 22 000 tonnes, sur les 23 unités prévues. Les travaux ont été confiés à un consortium regroupant les entreprises belges DEME et Jean De Nul. Ces caissons ont été transportés par quatre bateaux remorqueurs depuis le port de Vlissingen, aux Pays-Bas, où ils ont été construits. Un système d’ancrage avait déjà été préinstallé sur le site. Pour leur immersion, les caissons ont d’abord été remplis d’eau. Une fois posés sur le fond marin, ils ont été remplis de sable avant d’être scellés pour éviter toute fuite de leur contenu. Une couche de protection rocheuse a été ensuite ajoutée pour sécuriser l’installation contre d’éventuelles tempêtes estivales.

L’ensemble des opérations, du transport à l’installation, a duré 24 heures et a mobilisé une dizaine de navires et près de 150 personnes. D’après le calendrier du groupe, la construction de l’île énergétique devrait être achevée en 2026, et celle des équipements électriques, en 2030. À terme, cette installation deviendra « un élément essentiel de l’approvisionnement électrique de la Belgique », a affirmé l’entreprise.

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Dans une tribune commune publiée le 7 mai dans Le Figaro, Emmanuel Macron et Friedrich Merz appellent à un « réalignement stratégique » des politiques énergétiques française et allemande. Le président français et le patron de la CDU, probable successeur d’Olaf Scholz à la chancellerie, plaident notamment pour une approche commune fondée sur la « neutralité technologique », concept cher à la France pour défendre le nucléaire dans les débats européens.

Les deux dirigeants souhaitent garantir « un traitement non discriminatoire de toutes les énergies bas-carbone », citant en particulier l’hydrogène, dans une tribune commune publiée dans Le Figaro. Cette position arrive à point nommé alors que la bataille fait rage sur la définition du futur « hydrogène vert » de l’Union européenne. Paris milite pour que l’hydrogène produit grâce à l’électricité nucléaire soit reconnu comme bas-carbone, une position refusée par Berlin jusqu’ici. La tribune évoque un possible rapprochement appelant à une « approche pragmatique » sur le sujet.

Autre point de convergence : le rôle du gaz naturel comme énergie de transition. Si cette idée fait consensus dans plusieurs pays, elle reste polémique à Bruxelles, notamment au regard des objectifs de neutralité carbone. Le gaz reste polluant, bien qu’il émette moins de gaz à effet de serre que le charbon, il reste brûlé pour produire de l’électricité ou chauffer. Les chefs d’État Macron et Merz estiment que certains États doivent pouvoir y recourir temporairement.

Respect mutuel des choix énergétiques

Le message de cette tribune demeure politique : sortir de l’affrontement entre Paris et Berlin sur l’énergie, qui a marqué le mandat de Scholz, pour favoriser une entente constructive. À travers le prisme de la neutralité technologique, comprendre le respect mutuel des choix technologiques, la France espère toujours ouvrir l’accès aux financements européens pour ses projets nucléaires, notamment des EPR2.

Enfin, les deux dirigeants insistent sur l’importance d’investissements massifs dans les infrastructures, en particulier transfrontalières. Le marché européen interconnecté de l’électricité est une arme face au risque de blackout. L’Espagne et le Portugal pointaient, lors de leur épisode récent, le manque de puissance d’échange transfrontalière avec la France et le reste de l’Europe.

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Si les parcs éoliens font souvent l’objet de procédures judiciaires, notamment du fait d’associations locales, rares sont les situations qui durent aussi longtemps. Dans l’Hérault, le sort du parc éolien de Bernagues est encore incertain, de plus de 20 ans après l’obtention du premier permis de construire. 

D’apparence, la petite ville héraultaise de Lunas a des allures de havre de paix, blottie au cœur des reliefs cévenols. Pourtant, voilà plus de 20 ans que s’y joue un feuilleton judiciaire sur fond d’énergies renouvelables et de biodiversité. Tout commence en 2004, quand un premier permis de construire est validé pour l’implantation d’un parc éolien de sept turbines. Mais le Conseil d’État est saisi par des associations de défense de l’environnement, au motif que des Aigles Royaux vivent non loin du projet. Le Conseil d’État décide d’annuler par deux fois le permis de construire du parc, en 2011 et 2012.

Finalement, dans un cadre juridique contesté, l’entreprise Énergies renouvelables du Languedoc (ERL) entame la construction et la mise en service du parc éolien entre 2015 et 2016. L’histoire ne s’arrête pas là, puisqu’en 2021, l’entreprise est condamnée à la démolition du parc par le Tribunal d’instance de Montpellier, faute de permis de construire valide. Cette décision sera ensuite confirmée en décembre 2023 par la cour d’appel de Nîmes. Entre-temps, l’entreprise sera également condamnée pour la mort d’un vautour en 2020, puis la mort d’un aigle royal en janvier 2023.

Démantèlera, démantèlera pas ?

Mais au bout du suspense, ce 30 avril 2025, la Cour de cassation a finalement cassé l’arrêt de la cour d’appel de Nîmes qui ordonnait le démantèlement du parc. Selon la Cour de cassation, le permis de construire n’est finalement pas nécessaire, puisque les permis de construire n’existent plus pour les éoliennes depuis 2017.

Si les équipes d’ERL ont dû pousser un soupir de soulagement à l’issue du verdict, les pales des 7 éoliennes du parc ne sont pas près de se remettre à tourner. En parallèle, le tribunal de Montpellier a ordonné l’arrêt pour un an du parc éolien, du fait de la mort de l’aigle royal. Ce jugement s’accompagne d’une amende de 200 000 euros, dont 100 000 euros avec sursis. Ce cas n’est d’ailleurs pas unique, puisque ce même tribunal judiciaire de Montpellier a également exigé la suspension d’activité immédiate pour quatre mois d’un autre parc éolien situé sur le causse d’Aumelas. Celui-ci, composé de 31 éoliennes, aurait causé la mort de 150 à 300 faucons crécerellette.

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La méga panne d’électricité survenue le 28 avril en Espagne et au Portugal a fait frissonner le réseau européen. S’il n’a pas eu d’impact majeur en dehors de la péninsule ibérique, des moyens de production ont dû être mobilisés, notamment en France, pour stabiliser la fréquence.

« La réalimentation électrique de la péninsule ibérique a été initiée via la France (et le Maroc) » expliquait le gestionnaire du réseau électrique français RTE dans une foire aux questions publiée début mai. Toutefois, peu de détails ont été révélés sur la logistique mise en œuvre pour fournir de la puissance au réseau espagnol. Sur sa page Linkedin, Stéphanie Marco, la directrice d’EDF Hydro pour la zone Méditerranée, donne une première idée. Dans une publication où elle rappelle « la nécessité de maintenir un mix énergétique équilibré permettant d’assurer la stabilité du réseau électrique », la responsable évoque le rôle de l’aménagement hydroélectrique Durance-Verdon, situé dans le sud-est de la France.

Cet ensemble de 23 centrales totalisant une puissance installée de 2 000 mégawatts (MW) produit de l’électricité à partir d’un vaste réseau de canaux usiniers, rivières, bassins et lacs artificiels. Il présente la particularité de s’étendre sur 250 km et de pouvoir être mobilisé rapidement en fonction des besoins. « Nos ouvrages ont d’ailleurs été utilisés par RTE pendant environ 24 h pour concourir à la stabilité du réseau européen lors du black-out ibérique du 28 avril » assure Stéphanie Marco. « […] le meilleur des kWh est celui produit par la chaîne Durance-Verdon : 100 % renouvelable, 100 % pilotable » se targue la directrice.

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La tranche biomasse de la centrale de Provence (Bouches-du-Rhône) a récemment redémarré, mais pour combien de temps ? Malgré un accord avec l’État, elle suscite les polémiques, et témoigne des potentielles limites de la biomasse comme énergie vertueuse.

Malgré un récent accord entre l’État et GazelEnergie, exploitant de la centrale biomasse de Gardanne, celle-ci continue d’être sous le feu des critiques. Principal sujet de tension : l’impact environnemental de la centrale, notamment sur les écosystèmes locaux. La situation est telle que la justice a sommé l’entreprise d’élargir son étude d’impact aux forêts du sud-est de la France. Ainsi, une enquête publique au vaste périmètre vient d’ouvrir.

Au total, cette enquête mobilise 15 commissaires enquêteurs, et s’étend sur 324 communes, 17 départements et 3 régions. L’objectif est d’étudier l’impact de la centrale sur les forêts locales et leur économie. Il faut dire que pour son fonctionnement, pourtant plafonné à 4 000 heures par an contre les 7 500 heures initialement prévues, il lui faudra pas moins de 240 000 tonnes annuelles de plaquettes forestières prélevées sur 250 km autour de la centrale.

Pour atteindre les 450 000 tonnes de biomasse requises, 60 000 tonnes proviendront de déchets bois dans un rayon de 200 km. Enfin, les 150 000 tonnes restantes devront arriver par bateau depuis le Brésil ou l’Espagne.

L’absence de cogénération, plus gros problème de la centrale de Gardanne ?

Les 240 000 tonnes nécessaires constituent un volume très important. À titre de comparaison, la région Auvergne-Rhône-Alpes a produit, en 2024, 1,25 million de tonnes de bois déchiqueté. De ce fait, les associations locales s’inquiètent d’une potentielle concurrence de la centrale de Gardanne avec des modèles locaux plus vertueux.

Outre ces besoins en biomasse locale, ainsi que ses importations de biomasse, la centrale de Gardanne a un autre problème majeur. À l’instar de la centrale biomasse Sylviana (Var), elle affiche un rendement proche des 30 %, voire moins selon certaines sources, du fait de l’absence de cogénération. En l’état, presque les ¾ de bois brûlé est perdu en chaleur, simplement évacuée dans l’atmosphère. Pourtant, celle-ci pourrait être récupérée et valorisée par le biais de réseaux de chaleur, comme c’est le cas pour de nombreuses installations de biomasse. À Gardanne, ce fonctionnement a été envisagé pour alimenter en chaleur la commune voisine et l’usine d’Alumines Altéo, mais n’a finalement jamais abouti.

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Les parcs éoliens offshore de grande taille ont du plomb dans l’aile depuis plusieurs mois. Dernier exemple en date : le projet britannique Hornsea 4 et ses 2,4 GW vient d’être annulé. 

Il n’atteindra pas les 7,8 GW de puissance installée, du moins pas tout de suite. Le cluster Hornsea, composé de deux parcs éoliens déjà en service et d’un troisième en construction, est à ce jour le plus grand site éolien en mer mondial. Le parc devait compter une quatrième extension de 2,4 GW, mais celle-ci ne verra finalement pas le jour, faute de rentabilité.

Actuellement, le parc éolien Hornsea comporte 3 phases distinctes :

• Hornsea 1, composé de 174 éoliennes pour 1218 MW, a été mis en service en 2020,
• Hornsea 2, composé de 165 éoliennes pour 1386 MW, a été mis en service en 2022,
• Hornsea 3, composé de 231 éoliennes pour 2900 MW, est en cours de construction et devrait être mis en service d’ici 2027.

Carte des différentes phases du projet éolien offshore Hornsea / Image : Orsted.

La quatrième tranche de ce projet a été attribuée, en septembre dernier, à Orsted par le gouvernement britannique. Mais après neuf mois de développement, le géant dannois a décidé de renoncer au projet dans sa forme actuelle. Pour expliquer cette décision, le groupe a notamment cité la hausse des coûts des chaînes d’approvisionnement ainsi que la hausse des taux d’intérêt. Ces deux facteurs clés ont grandement altéré la rentabilité visée par Orsted sur ce projet. Espérant une évolution de la situation, Orsted conserve tout de même Hornsea 4 dans son portefeuille de projets.

Un cas loin d’être isolé

Le cas de figure rencontré par Orsted est loin d’être anodin. En réalité, tous les acteurs de l’éolien en mer sont confrontés aux mêmes contraintes. Dès 2023, Vattenfall et Iberdrola ont été contraints d’annuler des projets avec Norfolk Boreas, d’une puissance projetée de 1,4 GW, et Park City, d’une puissance de 804 MW. Plus récemment, Vattenfall a également dû interrompre le développement du projet suédois Kriegers Flak pour cause de conditions d’investissement non viables.

Enfin, l’hostilité de Donald Trump envers parcs éoliens offshore a également sérieusement entamé le développement de certains projets. BP a, ainsi, été contraint de revendre ses projets Empire 1 et 2 à Equinor, tout en annulant, en février, la demande de raccordement du parc Beacon Wind, situé au large de New York.

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Le patron des patrons hausse le ton sur la question du prix de l’électricité. Devant la commission des Affaires économiques du Sénat, mardi 7 mai, Patrick Martin, président du Medef, a jugé qu’un « bon prix » de l’électricité pour les entreprises énergo-intensives devait se situer à « maximum 50 €/MWh », inférieur au coût de production nucléaire estimé par la CRE.

Auditionné par la commission des Affaires économiques du Sénat le 7 mai, le président du Medef Patrick Martin a estimé que le tarif acceptable pour les entreprises électro-intensives ne devait pas dépasser 50 euros le mégawattheure (€/MWh). Une référence inférieure au coût de production du nucléaire d’EDF, estimé à 60 €/MWh pour la période 2026-2030 par la Commission de régulation de l’énergie (CRE).

Baisser les prix de l’électricité et contractualiser

Selon Patrick Martin, « l’impact du prix de l’énergie sur la réindustrialisation ou l’attractivité du territoire est absolument évident ». Or, malgré la baisse des prix sur les marchés, « on n’en est pas là aujourd’hui », regrette-t-il. Il appelle donc à une avancée rapide dans les discussions entre l’État et EDF sur les futurs contrats de long terme, censés garantir un prix stable aux entreprises à partir de 2026. Jusqu’ici, le Medef n’avait pas pris de position officielle sur ce dossier. Désormais, le mouvement des patrons alerte : « beaucoup d’investissements de la part de ces entreprises sont suspendus ou sont transférés » à l’étranger à cause des prix élevés de l’électricité.

Selon la quatrième phase de l’enquête énergie du Medef, publiée en mars 2024, 53 % des entreprises déclaraient payer l’électricité à plus de 180 €/MWh, et 18 % dépassent même les 280 €/MWh, en particulier parmi les PME. Les entreprises ayant signé des contrats pendant le pic de la crise énergétique restent en difficulté, malgré un repli récent des prix. Elles se montrent surtout inquiètes de la hausse structurelle du coût de l’énergie et du manque de visibilité à moyen terme.

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On connaissait l’intérêt de Google vis-à-vis des mini réacteurs nucléaires SMR. Le géant américain vient de montrer qu’il croyait également au nucléaire plus conventionnel, en finançant le développement de grandes centrales.

Google continue d’investir dans le nucléaire. Après un récent accord signé avec Kairos Power, pour l’installation de 6 à 7 mini réacteurs nucléaires SMR, le géant américain vient d’accepter de financer les premiers stades de développement de trois nouveaux sites nucléaires, portés par Elementl Power. Si aucun élément n’a été officialisé sur le montant de l’investissement, ou la localisation des trois sites, on sait que chacune des centrales aurait une puissance d’au moins 600 MW. Dans le cadre de cet accord, Google bénéficie d’une option d’exploitation commerciale une fois les sites opérationnels.

Pour l’heure, Elementl Power, qui a été fondée en 2022, n’a encore aucun site à son actif, et n’a pas annoncé de choix en matière de technologie de réacteur. L’entreprise se laisse donc la possibilité de choisir la technologie la plus avancée au démarrage de la construction. L’entreprise vise la mise en service de 10 GW de centrales nucléaires sur le réseau américain d’ici 2035.

Le nucléaire, porté par les géants de l’IA

Cette nouvelle témoigne, une nouvelle fois, de l’engouement des GAFAM pour l’énergie issue du nucléaire. Avec le développement massif de l’intelligence artificielle, les géants de la tech se sont lancés dans une course contre-la-montre pour augmenter les capacités de production d’énergie. Récemment, Jack Clark, le co-fondateur de la société Anthropic, spécialisée dans l’intelligence artificielle, a indiqué que pour suivre la croissance de l’IA, il faudrait pas moins de 50 GW de puissance électrique supplémentaire d’ici 2027.

Néanmoins, pour faire face à ces besoins grandissants, pas question d’avoir recours aux énergies fossiles. Les géants du numérique s’emploient donc, un à un, à multiplier les investissements dans la production d’énergie décarbonée, et en particulier celle issue du nucléaire. Ainsi, Microsoft vient de s’approprier la future production électrique du réacteur n° 1 de la centrale Three Mile Island, tandis qu’Amazon s’apprête à construire l’un de ses data center à proximité directe d’une centrale nucléaire, et vient d’investir 500 millions de dollars dans une startup spécialisée dans les SMR.

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Elles ressemblent à s’y méprendre aux traces laissées par les gastéropodes : mais attention, il n’en est rien. Les snail trails, ces marques visibles sur les cellules de certains panneaux solaires, témoignent d’une défaillance susceptible de dégrader leur capacité de production et leur durée de vie.

Les panneaux solaires sont parfois victimes d’un phénomène aussi discret qu’insidieux : les traînées d’escargot ou snail trails en anglais. Derrière ce nom poétique se cache un véritable problème technique qui peut compromettre à la fois l’efficacité énergétique et l’esthétique des modules photovoltaïques.

Apparaissant sous forme de fines lignes sombres serpentant à la surface des panneaux, ces traînées évoquent les traces laissées par un escargot. Mais leur origine est bien moins anodine. Elles résultent de microfissures dans les cellules photovoltaïques, où l’humidité et l’oxygène s’infiltrent progressivement. Exposées à la chaleur, aux rayons UV et à l’humidité ambiante, ces microfissures deviennent le théâtre de réactions chimiques. Des nanoparticules d’argent issues du circuit électrique migrent et réagissent avec l’encapsulant, une matière plastique protectrice, entraînant une décoloration visible à l’œil nu. Dans certains cas extrêmes, le phénomène peut même causer une perforation du panneau de part en part.

Privilégier les panneaux de qualité et faire jouer la garantie

Au-delà de leur impact visuel, ces marques traduisent une dégradation du rendement énergétique. L’électricité générée peut localement chauffer les fissures, accélérant la détérioration des matériaux internes comme l’EVA (acétate de vinyle-éthylène). Ce processus de vieillissement prématuré peut débuter quelques mois après l’installation ou se manifester plusieurs années plus tard, affectant des panneaux issus de nombreux fabricants à travers le monde.

Pour se prémunir contre ce phénomène, les experts recommandent de privilégier des panneaux utilisant des matériaux d’encapsulation de qualité, résistants à l’humidité, et de manipuler les panneaux avec soin afin d’éviter toute fissure durant l’installation. N’hésitez pas à faire jouer la garantie si vous constatez la présence de ces trainées sur vos panneaux.

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Presque deux ans après le début du chantier, le parc éolien offshore situé au large de Noirmoutier et de l’île d’Yeu s’apprête à recevoir ses premières éoliennes. Si tout se passe comme prévu, sa mise en service devrait être effective avant la fin de l’année 2025.

En voyant le « Vole au vent » aussi chargé, difficile d’imaginer qu’il va parcourir plus de 50 km en mer pour permettre l’installation des premières turbines du parc « Éoliennes en Mer Îles d’Yeu et de Noirmoutier ». Le navire à, en effet, quitté la plateforme logistique de 14,5 hectares située à Saint-Nazaire, avec à son bord 4 mâts, 4 turbines et 12 pâles. Une fois sur site, les éoliennes devraient directement être installées par le navire auto-élévateur.

Au total, celui-ci devrait réaliser 15 allers-retours similaires pour installer les 61 éoliennes de 8 MW. Ocean Winds, actionnaire majoritaire de la société EMYN dédiée au parc Yeu-Noirmoutier, revendique 90 à 95 % de contenu européen sur ce projet. Les turbines et les pales ont été assemblées au Havre par Siemens Gamesa, tandis que les mâts ont été fabriqués par Haizea Breizh, à Bilbao. Certains composants sont même fabriqués à la Bruffière, en Vendée.

Une mise en service prévue pour novembre 2025

Ocean Winds espère une mise en service des 496 MW du parc dès le mois de novembre 2025. Mais pour atteindre cet objectif, il va falloir maintenir une cadence de travail élevée, car il reste beaucoup à faire. Depuis l’installation de la sous-station, en juin 2024, la réalisation des fondations, de type monopieu, bat son plein. À ce jour, 41 d’entre elles sont terminées.

Le raccordement électrique avance aussi : 24 des 61 câbles inter-éoliens du projet ont déjà été posés. De son côté, RTE vient d’annoncer avoir mis à disposition de la société EMYN la première des deux liaisons de raccordement électrique. La mise à disposition définitive devrait avoir lieu d’ici quelques semaines. Pour rappel, le parc sera raccordé au réseau électrique national par le biais d’une double liaison à très haute tension à 225 000 volts, d’une longueur totale de 56 km, dont 27 km de liaison sous-marine. Le parc devrait produire l’équivalent de la consommation de 800 000 habitants par an.

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Estimée à 25 milliards d’euros en 2016, la facture du projet Cigéo pourrait finalement être comprise entre 26 et 37 milliards d’euros. Cette nouvelle estimation doit désormais être arbitrée par le gouvernement avant la fin de l’année 2025.

Le projet Cigéo, qui consiste à stocker les déchets nucléaires les plus dangereux à 500 m de profondeur, continue de se concrétiser, doucement, mais sûrement. Alors que l’Agence de sûreté nucléaire et de radioprotection (ASNR) a jugé satisfaisante la sûreté du futur site de stockage profond des déchets nucléaires, l’Agence nationale pour la gestion des déchets radioactifs (Andra) vient de rendre sa copie mise à jour, concernant le chiffrage du projet. C’était à prévoir : la facture sera plus salée que prévu. En préambule de ce nouveau chiffrage, l’Andra a rappelé la difficulté d’un tel exercice. Il s’agit, en effet, d’évaluer le coût de construction, d’exploitation et de démantèlement du projet sur une période de plus de 150 ans !

L’estimation de ces coûts, reposant sur une période allant de janvier 2016 à l’horizon 2170, est comprise entre 26,1 et 37,5 milliards d’euros. L’écart compris entre l’estimation haute et l’estimation basse est notamment lié à des incertitudes sur le niveau de la fiscalité pour toute la durée du projet. L’Andra annonce ainsi un écart de 7,4 milliards d’euros sur ce point, entre l’hypothèse haute et l’hypothèse basse. En parallèle, l’Andra a prévu une enveloppe de provisions située entre 0,5 et 1,9 milliard d’euros pour couvrir les risques et aléas associés à la réalisation de la construction initiale. Celle-ci a ainsi été estimée entre 7,9 et 9,6 milliards d’euros.

1 à 2 % du coût total de la production électrique d’origine nucléaire

Si la responsabilité des installations de stockage des déchets radioactifs est portée par l’Andra, leur financement est à la charge des producteurs de déchets radioactifs, à savoir EDF, le CEA et Orano. De ce fait, les trois établissements prévoient des enveloppes financières. Dès le début du projet, engagé en 2006, il a été décidé que le financement du site et de son exploitation devait être assuré dès aujourd’hui pour ne pas reporter cette charge sur les générations futures. Si l’enveloppe est colossale, elle ne représente que 1 % à 2 % du coût total de la production électrique d’origine nucléaire associée.

D’abord espérée entre 2035 et 2040, la première livraison de déchets radioactifs devrait finalement avoir lieu à l’horizon 2050. Sa phase d’exploitation devrait donc durer un siècle. Une fois les 80 000 mètres cubes de déchets radioactifs stockés, le site sera démantelé, puis fermé. Si le volume colossal, la moitié de ces 80 000 mètres cubes ont déjà été produits, et les capacités de stockage de Cigéo ne prennent pas en compte les besoins liés aux futurs EPR 2.

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Après avoir célébré ses trente ans l’année dernière, la centrale nucléaire de Daya Bay en Chine vient de fêter ses 1 000 térawattheures (TWh) de production. Autre fait intéressant : cette installation, qui est la plus vieille du pays, porte une part d’ADN français.

Située à Shenzhen, dans la province du Guangdong, la centrale nucléaire de Daya Bay a ainsi atteint le seuil du pétawattheure (PWh), soit 1 000 térawattheures (TWh) après 31 ans d’exploitation. Bien sûr, ce chiffre n’est quasiment rien face à l’immense besoin électrique de la Chine, qui consomme presque 10 000 TWh d’électricité en seulement un an. Mais ce cap est symbolique pour cette centrale qui exploite les tout premiers réacteurs nucléaires installés dans le pays. En France, par exemple, seules les centrales de Gravelines, du Tricastin et du Blayais dépassent le pétawattheure à ce jour.

L’annonce a été faite par le géant China General Nuclear Power Group (CGN). Ces 1 000 TWh, explique le groupe, correspondraient à 300 millions de tonnes de charbon économisées. Avec une puissance installée de 6 GW, la centrale aura également permis d’éviter l’émission de plus de 800 millions de tonnes de CO₂.

Des technologies françaises importées en Chine

La centrale nucléaire de Daya Bay figure parmi les plus grands regroupements de réacteurs à eau pressurisée (REP) en Chine, voire dans le monde. Il dénombre six unités, dont les deux premières sont issues directement d’une collaboration franco-chinoise. En effet, lorsqu’elle se lançait dans le nucléaire dans les années 80, la Chine évaluait les programmes nucléaires mondiaux, et avait conclu que celui de la France était le plus réussi alors que celle-ci était en train de construire une trentaine de réacteurs. Pékin s’est ainsi tourné vers EDF, qui a su y apporter la technologie et le savoir-faire français.

Deux premiers réacteurs de 985 MW unitaires ont été ainsi construits à Daya Bay et mis en service en 1994. Leur production était en grande partie destinée à approvisionner Hong Kong qui se situe à environ 50 km du site. Entre 2002 et 2003, deux réacteurs supplémentaires de 985 MW ont été mis en service. Ceux-ci appartiennent à la centrale de Ling Ao I, une extension de Daya Bay. Neuf ans plus tard, la deuxième phase de Ling Ao, composée de deux nouveaux REP de 1080 MW chacun, a été branchée au réseau.

Compte tenu de leur âge, ces réacteurs devraient poursuivre leur activité encore plusieurs années. D’autant que des centaines de mises à niveau auraient été apportées afin d’améliorer leur fiabilité et leur sécurité. Selon CGN, la centrale a même commencé à intégrer l’intelligence artificielle pour optimiser ses opérations nucléaires.

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Pour prévoir la production solaire photovoltaïque d’une région au fil des mois, il faut savoir prévoir sa météo. Mais pas seulement, préviennent aujourd’hui des chercheurs. Car les poussières qui nous arrivent du Sahara pourraient jouer un rôle non négligeable en la matière.

Le solaire photovoltaïque est parmi les énergies qui se développent actuellement le plus rapidement dans le monde. Entre 2018 et 2023, la capacité de production mondiale a tout simplement triplé. Et l’Agence internationale de l’énergie (AIE) prévoit que le solaire deviendra la première source d’énergie renouvelable avant 2030. L’Europe suit le mouvement. En 2023, notre vieux continent a installé quelque 45 % de plus de capacité de production photovoltaïque qu’en 2022. Le tout pour lutter contre le réchauffement climatique, bien sûr, mais aussi pour atteindre des objectifs fixés de sécurité énergétique.

D’innombrables grains de sable dans les rouages

Mais la contribution de l’énergie solaire à ces objectifs pourrait bien devoir être revue à la baisse. En cause, un phénomène inattendu et qui semble vouloir se produire toujours plus souvent et de manière plus intense. Une équipe internationale vient en effet de calculer l’effet que les poussières venues du Sahara pourraient avoir sur la production photovoltaïque en Europe. Et selon eux, cet effet serait non négligeable. Les dizaines de millions de tonnes de sable saharien qui atteignent notre ciel chaque année non seulement limitent la production d’électricité solaire, mais la rendent aussi moins prévisible. Parce que ces particules ont la fâcheuse tendance à diffuser et absorber la lumière solaire, à réduire l’irradiance à la surface et même à favoriser la formation de nuages.

« Il existe un besoin croissant de méthodes de prévision dynamiques prenant en compte à la fois les facteurs météorologiques et minéralogiques », explique György Varga, chercheur du Research Centre for Astronomy and Earth Sciences (Hongrie) impliqué dans les travaux. « Sans elles, le risque de sous-performance et d’instabilité du réseau ne fera qu’augmenter à mesure que le solaire prendra une place croissante dans notre mix énergétique. »

Des effets atmosphériques et physiques

D’autant que ces effets atmosphériques ne sont pas les seuls induits par l’arrivée en Europe de poussières du Sahara. Du sable qui se dépose sur les panneaux solaires, c’est forcément une production amoindrie. Et à plus long terme, une érosion susceptible d’endommager le système. Avec à la clé, une baisse de l’efficacité des panneaux et une hausse des coûts de maintenance.

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Le Conseil d’État chinois vient d’autoriser la construction de dix nouveaux réacteurs nucléaires. Pour la quatrième année consécutive, Pékin autorise le lancement d’au moins une dizaine de nouveaux chantiers nucléaires.

Fin 2024, le parc nucléaire chinois affichait plus de 444 TWh d’électricité produite sur l’année. Ce volume devrait bientôt croître rapidement étant donné les nombreux projets en cours et les nouvelles autorisations. Il y a huit mois à peine, plusieurs entreprises ont obtenu le feu vert pour lancer la construction de onze nouveaux réacteurs. Plus récemment, le Conseil d’État chinois, présidé par le Premier ministre Li Qiang, a approuvé la mise en chantier de dix autres unités. À ce rythme, la Chine deviendra sans doute un leader mondial en la matière.

Dix réacteurs répartis sur cinq sites

Les dix nouveaux réacteurs seront répartis sur cinq différents sites exploités par plusieurs entreprises, dont certaines ont déjà entamé les travaux préparatoires. Huit réacteurs seront de type Hualong One, le modèle phare chinois, tandis que les deux autres seront des CAP1000, une version chinoise du modèle américain AP1000. Ces projets représentent au total un investissement de plus de 27 milliards de dollars. Voici la répartition des réacteurs par centrale.

La centrale de Xiapu accueillera ainsi ses premiers réacteurs de troisième génération. Cependant, deux réacteurs à neutrons rapides refroidis au sodium (CFR-600) y sont déjà en construction.

Bientôt la première puissance nucléaire ?

En matière de transition énergétique, la Chine s’est déjà positionnée comme le leader mondial des énergies renouvelables. Elle est désormais en passe de devenir également la première puissance nucléaire de la planète. Le pays exploite actuellement 58 réacteurs d’une puissance cumulée d’environ 61 GW. En prenant en compte les unités en construction ou récemment approuvées, cette puissance atteint 113 GW déployés par 102 réacteurs, selon le Rapport sur le développement de l’énergie nucléaire en Chine 2025. Avec les nouveaux projets lancés, la Chine sera la seule nation à exploiter plus de cent réacteurs d’ici 2030. D’ici là, elle se classera ainsi au premier rang mondial, d’après le rapport.

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Dans une lettre publiée fin avril, l’ESMC alerte sur la vulnérabilité des onduleurs solaires connectés, en particulier ceux fabriqués en Chine. L’organisation appelle à des mesures urgentes pour préserver les panneaux solaires des cyberattaques.

L’European Solar Manufacturing Council (ESMC) a lancé, le 30 avril, une alerte sur les risques de cybersécurité posés par les onduleurs solaires connectés, en particulier ceux d’origine chinoise. L’organisation représentant les industriels européens du photovoltaïque appelle à une évaluation des risques posés par les fabricants chinois d’onduleurs solaires et d’interdire ceux à haut risque de s’y connecter.

Dans une lettre officielle, l’ESMC s’inspire de la boîte à outils européenne de sécurité 5G pour plaider en faveur d’une approche coordonnée entre États membres. Selon elle, la souveraineté énergétique européenne est en jeu, car les onduleurs solaires, permettant la conversion du courant continu en alternatif, nécessitent souvent une connexion internet pour les mises à jour logicielles et le monitoring à distance.

Interdire l’accès à distance aux onduleurs

Ce lien numérique est donc une faille potentielle du point de vue de la cybersécurité. Des chercheurs et hackers ont démontré à plusieurs reprises que ces équipements peuvent être manipulés à distance. En janvier dernier, un pirate informatique montrait, preuves à l’appui, qu’il était capable de prendre le contrôle de milliers d’onduleurs installés en Europe. Une telle attaque pourrait désorganiser la production électrique ou créer une instabilité sur le réseau.

L’ESMC cible notamment Huawei, poids lourd chinois de l’électronique et grandement impliqué dans le secteur solaire. Elle cite l’exemple de la Lituanie qui a déjà interdit l’accès à distance aux dispositifs solaires, éoliens et de stockage par des pays jugés comme une menace après une cyberattaque contre l’entreprise nationale d’électricité. Cette alerte est dans la continuité de la prise de position de SolarPower Europe, favorable à une limitation stricte des connexions à distance depuis des territoires extérieurs à l’UE.

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À l’occasion du salon Intersolar à Munich, la start-up Carbon a présenté son premier prototype de panneau photovoltaïque. Il préfigure le lancement du chantier de l’usine pilote, puis de la giga-usine prévue à Fos-sur-Mer, destinée à produire lingots, cellules et panneaux solaires.

Carbon a dévoilé sa première gamme de panneaux photovoltaïques, qui sera fabriquée dans une usine française. Baptisée Carbon One, cette gamme de trois modèles vise à répondre aux besoins des particuliers comme des grands producteurs photovoltaïques. L’entreprise prévoit une mise sur le marché progressive, avec deux premiers modèles réservés aux « petits » projets résidentiels et tertiaires, dès 2026. Un module de plus grande capacité, destiné à des projets d’envergure, complètera la gamme en 2027.

Le développement des panneaux a été mené en collaboration avec le Commissariat à l’énergie atomique (CEA), qui a apporté son expertise pour la conception des modules et leur préqualification, explique Carbon. Des tests de vieillissement accéléré ont été réalisés afin de préparer la phase de certification, condition indispensable à la commercialisation.

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Une gamme de panneaux solaires made in France

La production des panneaux démarrera dans l’usine pilote Carbon One, en France, mais dont la localisation sera précisée prochainement. Cette première unité disposera d’une capacité annuelle de 500 MW. Carbon indique que la majorité des composants seront sourcés en Europe, bien que certains éléments continueront d’être importés, notamment d’Asie. L’entreprise a par ailleurs réaffirmé son ambition de relocaliser progressivement l’ensemble de sa chaîne d’approvisionnement en Europe.

Pour financer ce projet industriel, Carbon a lancé au printemps 2025 une campagne de financement participatif qui a permis de lever trois millions d’euros auprès de plus de 2 300 investisseurs, dépassant largement l’objectif initial. La construction de cette première usine constitue une étape vers la mise en service, prévue fin 2027, d’une gigafactory à Fos-sur-Mer qui maîtrisera l’ensemble de la chaîne de fabrication.

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Était-ce la goutte d’eau de trop, qui pourrait faire repasser l’Espagne du côté nucléaire des énergies décarbonées ? Si, pour le moment, la position officielle du gouvernement espagnol n’a pas changé, le récent black-out ranime des tensions dans le pays au sujet de la fermeture des centrales nucléaires. 

À l’heure actuelle, les causes du blackout, qui a secoué l’Espagne la semaine dernière, ne sont pas encore connues. Pourtant, dans le débat public, chacun y va de sa solution pour que cette situation ne se reproduise pas. C’est dans ce contexte que le sujet du nucléaire refait surface. Le pays a, en effet, prévu une sortie du nucléaire avec la fermeture progressive des centrales du pays, en commençant par celle d’Almaraz. Cette centrale, composée de deux réacteurs de 1 045 MW, produit l’équivalent de 8 % de la consommation annuelle du pays et est considérée comme parfaitement fonctionnelle, notamment grâce à des investissements réguliers.

Pourtant, selon le programme officiel signé en 2019 par l’Espagne, ces deux réacteurs devraient être fermés en 2027 et 2028. Du côté de l’opposition comme du côté de l’exploitant de la centrale, on voit l’arrêt de ces deux réacteurs d’un mauvais œil. Selon ces derniers, cette fermeture priverait le pays d’une source d’électricité fiable et pilotable.

Un changement de cap à l’échelle européenne ?

De l’autre côté des Pyrénées, la sortie du nucléaire a été évoquée dès la fin des années 2000, avant d’être actée par le biais d’un programme officiel en 2019. Néanmoins, entre-temps, le monde a changé et le nucléaire a bénéficié d’un regain de popularité partout en Europe. Ainsi, la Belgique qui souhaitait sortir du nucléaire, a décidé de faire volte face et de prolonger ses deux derniers réacteurs Tihange 3 et Doel 4 jusqu’en 2045. La Suède et les Pays-Bas souhaitaient également sortir du nucléaire, mais ont finalement changé d’avis. Même l’idée de relancer le nucléaire fait son chemin en Allemagne.

À l’échelle de l’Espagne, la situation pourrait ainsi changer. D’ailleurs, la plus farouche opposante espagnole au nucléaire, Teresa Ribera, affiche désormais une position nettement plus nuancée qu’auparavant. Si elle a été instigatrice du programme de sortie du nucléaire, en tant que ministre de la Transition écologique, elle prône désormais le pragmatisme en tant que vice-présidente de la Commission Européenne.

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Alors que les énergies renouvelables intermittentes se développent rapidement, les marchés de l’électricité voient se multiplier les épisodes de prix spot négatifs. Une situation inédite qui ne touche pas seulement les producteurs éoliens et solaires. Les petites centrales hydroélectriques, dont l’arrêt et le démarrage est plus contraignant, doivent parfois produire même quand ça leur est économiquement défavorable.

Les petits producteurs d’hydroélectricité font face à un défi inattendu : la multiplication des prix spot négatifs sur les marchés de l’électricité. L’un d’entre eux, SERHY, alerte sur le phénomène. « Si cela peut sembler bénéfique pour les consommateurs, c’est une véritable contrainte pour les exploitants de centrales hydroélectriques » explique l’entreprise, à travers les réseaux sociaux. En cause, la montée en puissance des énergies renouvelables intermittentes, comme le solaire et l’éolien, qui bouleversent les équilibres en produisant aux moments où la demande est faible.

Car, contrairement à d’autres filières, l’hydroélectricité ne peut pas toujours s’arrêter de produire. Certaines centrales doivent respecter des débits réservés imposés par la réglementation environnementale. D’autres ont des capacités de stockage limitées dans les retenues amont, ou ne peuvent simplement pas se permettre des arrêts et démarrages répétés en raison de contraintes techniques. Toutes les centrales hydroélectriques ne sont pas flexibles.

Lors de prix négatifs, il faut payer pour produire

« Quand le prix spot devient négatif, produire peut coûter très cher : les producteurs sont contraints de payer des pénalités pour injecter de l’électricité sur le réseau ! » prévient SERHY. Pour y faire face, les exploitants doivent affiner leurs prévisions, disposer d’outils de pilotage en temps réel et assurer une surveillance continue des marchés – y compris la nuit, les week-ends et les jours fériés. Le redémarrage de groupes après un arrêt peut par ailleurs générer des risques techniques, voire une usure prématurée des installations, selon l’entreprise basée en Occitanie.

« Il est urgent d’adapter nos outils de soutien pour que l’hydroélectricité, énergie souple et pilotable, ne devienne pas la variable d’ajustement d’un système qui la pénalise de manière croissante » commente Jean-Marc Levy, le secrétaire général du syndicat France hydro électricité. Le représentant prend pour exemple une centrale de 999 kW qui aurait été contrainte de s’arrêter 124 heures sur un peu plus d’un mois, en raison d’épisodes de prix négatifs. L’exploitant aurait ainsi perdu 19 % de son chiffre d’affaires, en bridant de 79 MWh sa production.

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ℹ️ Contenu promotionnel pour Beem

Face à la flambée des prix de l’électricité et à la nécessité de réduire notre dépendance aux énergies fossiles, l’énergie solaire est une des solutions les plus plébiscitées. C’est dans ce contexte que Beem Energy, une entreprise nantaise spécialisée dans les panneaux solaires et batteries résidentielles, propose une de ses innovations : la Beem Battery. Modulaire, connectée et simple à installer, cette batterie permet notamment d’autoconsommer la totalité de sa production photovoltaïque

Dévoilée fin 2024, la Beem Battery se décline en trois capacités de stockage : 6,6 kWh, 10 kWh et 13,4 kWh. Cette modularité permet à chaque utilisateur d’ajuster son installation à la taille de son foyer, à sa consommation électrique ou à la puissance de sa production solaire. Elle intègre des cellules lithium-fer-phosphate (LiFePO4), réputée pour sa longévité et sa sécurité thermique.

Sa puissance d’entrée solaire DC de 9 kWc et sortie AC de 6 kW, quel que soit le modèle choisi, convient à une large majorité des logements. Elle est suffisante pour faire face aux pics de consommation, comme lors de l’utilisation simultanée de plusieurs appareils électroménagers, ainsi qu’aux pics de production de la plupart des centrales photovoltaïques habituellement installées en toiture.

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Caractéristiques de la Beem Battery

La Beem Battery n’est pas qu’un simple accumulateur : elle joue un rôle actif dans la gestion de l’énergie. Grâce à l’onduleur hybride intégré et à la fonction secours, elle prend automatiquement le relais en cas de coupure de courant, assurant une alimentation autonome du logement jusqu’à épuisement du stockage. Cette sécurité est appréciée pour s’affranchir de toute coupure du réseau.

L’application Beem Energy permet de suivre en temps réel la production, la consommation, le niveau de charge de la batterie, et même d’automatiser le déclenchement d’appareils électroménagers (comme le ballon d’eau chaude) lorsque les panneaux produisent un surplus.

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Installation facilitée, économies espérées

Pensée pour s’adapter aux installations existantes, la Beem Battery se branche au réseau électrique AC du logement, directement sur le tableau électrique, sans travaux lourds. Elle est compatible aussi bien avec une installation en toiture traditionnelle qu’avec les kits solaires « plug & play » Beem On, populaires pour leur facilité d’installation et leur design soigné.

Couplée à une installation solaire de 2,7 kWc, par exemple, la Beem Battery permettrait, selon la marque, de réduire jusqu’à 80 % sa facture annuelle d’électricité. Un foyer équipé de 6 stations solaires Beem On et d’une batterie 6,6 kWh peut ainsi atteindre 60 % d’autonomie énergétique, avec un taux d’autoconsommation de 89 %. Cela représente une économie d’environ 1 000 € par an, sur une période de 20 ans.

Avec une garantie de 15 ans, une compatibilité universelle, et des outils numériques intégrés, la Beem Battery se positionne comme une solution simple, évolutive et rentable. En somme, la Beem Battery ne se contente pas de stocker l’énergie solaire : elle l’optimise au service des économies.

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