Si le secteur du nucléaire se positionne en véritable solution pour produire de l’électricité bas-carbone, le démantèlement de ses installations reste un sujet épineux.

Comme chaque année, l’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection (ASNR) vient de dévoiler son rapport sur l’état de la sûreté nucléaire et de la radioprotection en France pour l’année écoulée. Dans ce rapport épais de plus de 400 pages, le démantèlement des installations fait l’objet d’états d’avancement contrastés.

La sûreté des opérations menées par EDF sur différents réacteurs comme celui de Brennilis, en Bretagne, ou Bugey 1, qui a été définitivement mis à l’arrêt en 1994, ont été jugées satisfaisantes. Lors d’une audition devant l’Office parlementaire d’évaluation des choix scientifiques et technologiques, Pierre-Marie Abadie a ainsi déclaré « De nombreux démantèlements se passent bien. C’est notamment le cas pour le démantèlement de Chooz, qui n’est pas un exercice très facile, car c’est le premier réacteur à eau pressurisée. L’opération s’y déroule bien ».

D’ailleurs, le cuve du réacteur, d’un poids de 190 tonnes pour une hauteur de 9,50 mètres, a récemment été levée de son emplacement pour permettre la poursuite de la déconstruction. Dans le même registre, l’année 2024 a été marquée par l’extraction du faux sommier du réacteur Superphénix, une pièce de 10 mètres de diamètre pour 38 tonnes. Pour rappel, Superphénix est le plus grand réacteur nucléaire en cours de démantèlement.

Le CEA cumule les difficultés, en matière de démantèlement

Néanmoins, tous les projets de démantèlement ne sont pas exécutés comme espérés. C’est particulièrement vrai au CEA, qui a de nombreuses installations uniques au monde, et dispose de moyens contraints. Face à cette situation, Pierre Bois, directeur général adjoint de l’ASNR a expliqué que de nombreux projets « se retrouvent dans l’ornière ». Cette situation est, en partie, due à des dommages de génie civil constatés sur l’installation 37A du site de Saclay, qui permet normalement le traitement de déchets radioactifs solides. Or, ce traitement est indispensable pour mener à bien les différentes opérations de démantèlement.

En parallèle, Pierre Bois a évoqué les anciennes stations de traitement des effluents liquides du CEA, à savoir les unités 35 à Saclay et 37B à Cadarache. On y trouve des cuves anciennes, dans un état vieillissant, qui n’ont pas été complètement vidangées, et dans lesquelles on retrouve encore des matières radioactives. Or, ces installations, qui n’ont pas vocation à être réutilisées, sont difficiles d’accès, ce qui rend toute opération de démantèlement difficile. « Deux sujets qui sont de vrais sujets de préoccupation, parce qu’aujourd’hui, non seulement on est dans des impasses techniques, mais on a peu d’idées sur la manière d’en sortir ». Pierre Bois finit en expliquant que le CEA n’a pas proposé de solution jugée suffisamment crédible, et a évoqué des plannings de démantèlement d’une durée proche du siècle.

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Une fois n’est pas coutume, la Cour des Comptes a émis un avis plutôt favorable à la gestion de l’Andra, suite à une analyse de la période 2018-2024, et ce, malgré un retard de deux décennies sur le projet Cigéo.

L’Agence nationale pour la gestion des déchets radioactifs (Andra) s’en tire plutôt bien. Alors que la Cour des Comptes est connue pour émettre des avis très tranchés, comme ce fut récemment le cas avec la filière nucléaire, du biogaz ou très récemment de l’hydrogène, l’institution française n’a pas hésité à souligner la solidité financière de l’Andra, ainsi que la robustesse de son pilotage stratégique. Malgré les 20 ans de retard par rapport au calendrier initial, la Cour des Comptes a également salué la gestion du projet Cigéo par l’Andra. Parmi les points évoqués, on peut citer un pilotage stratégique efficient, et surtout une importante capacité d’adaptation, sans compromis sur la prudence.

Pour rappel, le projet Cigéo devrait permettre de stocker les déchets nucléaires les plus dangereux à 500 mètres de profondeur à partir de 2050. Le budget total de ce projet a récemment été mis à jour par l’Andra, avec une fourchette comprise entre 26,1 milliards d’euros et 37,5 milliards d’euros pour une période allant de 2016 à 2170.

Des recommandations pour maintenir le cap

En parallèle, la Cour des Comptes a tout de même émis des recommandations sur plusieurs points. D’abord, l’institution recommande à l’Andra d’améliorer la lisibilité de l’Inventaire national. Ce document, publié tous les 5 ans, a pour objectif de répertorier l’ensemble des matières et déchets radioactifs situés sur le territoire français.

Ensuite, la Cour des Comptes recommande l’élaboration de projets de gestion des déchets FA-VL (faible activité à vie longue). En réponse à cette recommandation, l’Andra a d’ailleurs rappelé qu’elle avait remis deux dossiers à l’ASNR sur ce sujet. Le premier comprend des options techniques et de sûreté sur le possible stockage à faible profondeur des FAVL. Le deuxième détaille différentes options de gestion pour l’ensemble des déchets radioactifs. Concernant le projet Cigeo, dans sa réponse à la Cour des Comptes, l’Andra a réaffirmé sa volonté d’avancer progressivement, étape par étape, afin d’assurer la mise en œuvre d’un projet pleinement maîtrisé d’un point de vue scientifique et technique.

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Dans un rapport publié le 5 juin, la Cour des comptes alerte sur les dérives potentielles de la stratégie française en matière d’hydrogène décarboné. Objectifs hors de portée, efficacité discutable des soutiens publics, risques budgétaires : les magistrats dressent un bilan sévère de la politique engagée depuis 2020.

La stratégie nationale hydrogène 2 (SNH2) fixe un objectif de 4,5 GW de capacités d’électrolyse installées en 2030. Or, la Cour estime, dans un rapport, que le potentiel réaliste n’excède pas 3,1 GW d’ici 2030, compte tenu de l’état d’avancement des projets et des dispositifs de soutien existants. Côté demande, les perspectives sont également jugées trop optimistes : les magistrats relèvent une consommation limitée à horizon 2030, en ligne avec les prévisions de l’Agence internationale de l’énergie et d’un rapport de l’Inspection générale des finances resté confidentiel.

Surtout, le soutien public, qui devait initialement se limiter à 9 milliards d’euros sur la décennie, pourrait en réalité dépasser 13 milliards une fois intégrés les dispositifs indirects comme la compensation carbone, les exonérations fiscales sur l’électricité ou les tarifs d’accès réduits au réseau. À mi-2024, 1 milliard a été effectivement décaissé, les engagements juridiques atteignent déjà 3 M€ et les appels d’offres à venir pourraient n’aboutir qu’à la fin de la décennie.

Mieux flécher les aides

La Cour dénonce par ailleurs un fléchage des aides peu cohérent avec les priorités affichées. La mobilité routière concentre à elle seule 46 % des financements déjà engagés alors que la SNH2 prévoit désormais de concentrer les efforts sur l’industrie. Inversement, le raffinage — premier secteur utilisateur d’hydrogène — bénéficie encore de soutiens, que la Cour recommande d’exclure à l’avenir, car elle bénéficie déjà d’un soutien sous forme de taxe sur les carburants.

Enfin, les magistrats soulignent le problème structurel de compétitivité du procédé électrolytique. Produire un kilogramme d’hydrogène par électrolyse coûte aujourd’hui entre 4,0 et 4,9 € contre environ 2,4 € pour du vaporeformage. L’écart pourrait se réduire si les prix du carbone augmentent et si l’électricité reste bon marché — deux hypothèses sur lesquelles la Cour n’a pas modélisé les probabilités. À l’inverse, la capture et le stockage du CO₂ dans les installations fossiles apparaissent, pour la Cour, comme une alternative plus économique à court terme (entre 2,3 et 3,0 € par kg).

Les magistrats appellent à définir des trajectoires de production et de consommation plus réalistes, à réévaluer les soutiens à la mobilité (pour qu’ils cessent), et à exclure effectivement le raffinage du soutien direct. Elle invite aussi l’État à clarifier les priorités de la filière au risque, sinon, de faire peser une charge croissante — et durable — sur les finances publiques.

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C’est peut-être le début d’une solution. La France envisage la mise en place d’un système d’enchères pour sortir l’hydroélectricité de l’impasse juridique dans laquelle elle se trouve. 

La direction générale de l’énergie et du climat a-t-elle enfin trouvé un début de solution au contentieux sur les concessions hydroélectriques avec la Commission européenne ? Voilà plusieurs années que la France et l’Union européenne s’opposent au sujet des concessions hydroélectriques. En théorie, celles-ci devraient être soumises à une mise en concurrence, ce que la France refuse catégoriquement. Néanmoins, la situation pourrait peut-être changer. La France vient de lancer une consultation publique portant sur une possible « introduction de capacités virtuelles hydroélectriques sur les marchés de gros ».

Permettre à l’exploitant historique de garder le contrôle de ses barrages

En résumé, l’idée serait de mettre aux enchères des capacités hydroélectriques virtuelles. Celles-ci pourraient prendre la forme de produits de différentes formes, correspondant à différents profils de production et de flexibilité du parc. Celles-ci pourraient être pilotables ou non, de temporalités variables, et de profils différents, adaptés aux besoins du marché (production de base, production de pointe, etc). Cette solution permettrait une mise en concurrence au niveau de l’électricité produite, tout en permettant à l’exploitant historique de garder le contrôle.

La consultation publique explique ainsi : « L’exploitant historique demeurerait responsable de l’exploitation physique du barrage et des obligations juridiques, techniques et financières afférentes. Il assurerait également les missions liées aux multi-usages de l’eau ainsi qu’à la gestion des débits d’étiage au niveau local ».

Un différend juridique qui dure depuis plus de 10 ans

Trouver une solution à ce désaccord devient urgent. En effet, sans nouveaux investissements, le parc hydroélectrique pourrait se dégrader et ne plus pouvoir jouer son rôle dans la transition énergétique. Le cadre juridique actuel ne permet que de faire des travaux de faibles montants, n’imposant pas de remise en concurrence. D’ailleurs, les stations de stockage d’énergie par pompage (STEP) sont dans la même situation, alors que leur développement constitue un atout considérable pour faciliter la gestion des énergies renouvelables non pilotables.

Pour rappel, l’hydroélectricité constitue aujourd’hui la deuxième source de production d’électricité derrière le nucléaire, et la première source de production d’énergie renouvelable en France.

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Un spécialiste chinois du photovoltaïque vient de dévoiler son tout dernier modèle de batterie de stockage d’une capacité faramineuse de 520 kWh. Son objectif : permettre aux usines et aux centres commerciaux d’optimiser l’utilisateur de leur production d’énergie solaire. 

Jinko, le spécialiste des panneaux photovoltaïques, vient de dévoiler sa toute nouvelle batterie de stockage dédiée aux usines, parcs d’activités ou zones commerciales. Appelé SunGiga, ce système, relativement compact et modulable, impressionne par ses caractéristiques :

• Une capacité de stockage de 520 kWh,
• Une puissance de 125 kW pour une décharge sur 4 heures,
• Une puissance de 250 kW pour une décharge en 2 heures.

Délivrant un courant triphasé, le système est conçu pour répondre à de nombreux besoins spécifiques, comme l’arbitrage des pics de consommation, l’alimentation de secours, ou encore les fonctionnements autonomes en micro-réseau.

Optimiser sa consommation d’électricité décarbonée

Surtout, ce type de produit devrait permettre aux entreprises ou aux centres commerciaux équipés d’installations photovoltaïques d’optimiser l’utilisation de la production d’électricité. Ils peuvent ainsi espérer un taux d’autoconsommation très élevé, et donc des économies sur leur facture énergétique.

Outre une installation facilitée grâce à un système plug-and-play, la batterie se distingue par son extensibilité. Au total, il sera ainsi possible de connecter jusqu’à 12 modules ensemble pour atteindre jusqu’à 6,2 MWh de capacité de stockage. Côté sécurité, le fabricant annonce avoir mis en place une structure multicouche, ainsi qu’un système automatique de détection et d’extinction incendie.

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Le dispositif d’aide à la rénovation énergétique MaPrimeRénov’, suspendu pour raisons budgétaires, sera relancé au plus tard fin septembre. Cette suspension estivale, bien que temporaire, soulève des interrogations sur la continuité de l’aide à la rénovation énergétique et sur la gestion des dossiers en cours.

Le ministre de l’Économie, Eric Lombard, a tenu à rassurer les ménages et les professionnels du bâtiment quant à l’avenir de MaPrimeRénov’. Alors que le gouvernement annonçait sa suspension début juin dans une optique de réduction des dépenses publiques, le plus important dispositif d’aide à la rénovation énergétique reprendra « au plus tard à la fin du mois de septembre », a-t-il précisé sur France Inter. Une période de mise en pause durant l’été, traditionnellement moins active en matière de chantiers, qui vise à « remettre de l’ordre » dans la gestion du dispositif.

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Le dépôt de dossiers possible jusqu’au 1er juillet

Malgré cette suspension, les dépôts de dossiers restent possibles jusqu’au 1ᵉʳ juillet. L’objectif : réviser les processus de traitement, accélérer les délais et surtout lutter contre les fraudes, qui représenteraient un dossier sur dix. Cette décision intervient dans un contexte de tensions budgétaires croissantes. En 2024, le budget alloué au dispositif s’élevait à seulement 2,3 milliards d’euros, soit deux fois moins que l’année précédente. Dès le début juin, l’ensemble de cette enveloppe avait déjà été engagé, au profit de grandes opérations de rénovation.

Alors que certains bénéficiaires s’inquiètent, le gouvernement assure que les dossiers déjà validés seront honorés. La reprise en septembre s’annonce donc comme une remise à plat nécessaire pour renforcer l’efficacité et la fiabilité de MaPrimeRénov’. Cette suspension risque toutefois de provoquer un manque de confiance des professionnels et de leurs clients envers le dispositif, risquant ainsi de décourager de nombreux projets de rénovation énergétique.

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La phase d’exploitation peut officiellement commencer, pour le parc éolien flottant Provence Grand Large. Celui-ci vient d’être mis en service, à 17 km au large de Port-Saint-Louis-du-Rhône, en Méditerranée.

Un peu plus de 6 mois après avoir produit ses premiers kilowattheures, le parc éolien offshore Provence Grand Large, premier parc flottant de France, vient officiellement d’être mis en service. Composé de trois éoliennes Siemens Gamesa d’une puissance totale de 25 MW, le parc exploité par EDF Renouvelables devrait injecter chaque année sur le réseau l’équivalent de la consommation électrique de 45 000 personnes. Ce projet hors norme se distingue notamment par sa technologie de flotteurs semi-submersibles empruntée au secteur des plateformes pétrolières. Les mensurations de ces flotteurs à « lignes d’ancrage tendues » sont colossales : 45 mètres de hauteur, 80 mètres de côté pour près de 2 000 tonnes.

Le PGL suivi de près par d’autres parcs éoliens flottants

Précurseur, le parc éolien flottant Provence Grand Large ouvre la voie à de nouveaux projets en cours de construction. Toujours en Méditerranée, la première éolienne du projet Éoliennes flottantes du golfe du Lion (EFGFL) vient d’être assemblée à Port-la-Nouvelle. Si tout se passe comme prévu, les deux autres éoliennes du projet devraient également être assemblées d’ici peu, avant d’être remorquées à 16 km au large. Non loin de là, l’assemblage des flotteurs du projet Eolmed suit également son cours. La mise à l’eau des flotteurs devrait être imminente, et sera suivie de l’assemblage des nacelles.

La mise en service de ces trois projets pilotes devrait avoir une importance capitale pour le développement de parcs à plus grande échelle. Attribué l’année dernière, l’appel d’offre AO5 devrait conduire à la construction et la mise en service du premier parc éolien flottant commercial, au sud de la Bretagne. Porté par Pennavel, ce projet d’une puissance de 250 MW, en est au stade des études d’impact environnemental. Aux dernières nouvelles, des campagnes de mesures complémentaires seraient en cours pour affiner le positionnement des éoliennes vis-à-vis de coraux présents sur le fond marin.

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Les trois premiers parcs éoliens en mer de France devront désormais interrompre leur production lorsque les prix de l’électricité deviennent négatifs. Cette décision a été prise afin de limiter les impacts sur les finances publiques.

Dans son bilan électrique 2024, le gestionnaire du réseau de transport d’électricité (RTE) fait état de 359 heures durant lesquelles les prix de gros de l’électricité sont passés en dessous de zéro. Le phénomène est devenu de plus en plus fréquent à mesure que les énergies renouvelables s’intègrent dans le mix électrique. Pour rappel, les prix négatifs sont le reflet d’un marché en déséquilibre, où l’offre dépasse largement la demande. C’est, par exemple, le lorsque des vents puissants gonflent la production des éoliennes alors que la consommation reste faible.

Ce mécanisme entraîne naturellement des pertes. Pour limiter leur impact sur les finances publiques, le ministère de l’Industrie et de l’Énergie a annoncé le 2 juin dernier une mesure importante. Désormais, les parcs éoliens en mer de Saint-Nazaire, de Fécamp et de Saint-Brieuc, seront incités à arrêter leur production lors de ces plages de prix négatifs.

Des pertes dues au contrat d’achat

Comme c’est le cas pour de nombreuses centrales renouvelables, ces trois parcs éoliens en mer sont soutenus par un contrat d’achat. Autrement dit, ils sont insensibles aux variations du marché, et continuent de produire quel que soit le prix. L’électricité produite est contractuellement rachetée à un tarif fixe, avant d’être revendue sur le marché de gros. Faute de capacités de stockage, la production doit impérativement y être écoulée, quitte à être cédée gratuitement, voire à un prix négatif. Ce mécanisme pèse directement sur les finances publiques. D’ailleurs, d’après l’estimation de la Commission de régulation de l’énergie (CRE), rien qu’au premier semestre 2024, les pertes durant les périodes de prix négatif ont atteint les 80 millions d’euros.

Arrêt de production en période de prix négatif

Le Gouvernement cherche ainsi à limiter ces pertes en ayant engagé des discussions avec les producteurs concernés. À l’issue de ces échanges, les parties prenantes ont signé « des avenants à leur contrat d’achat d’électricité, qui permettent de solliciter l’arrêt de tout ou d’une partie de la production du parc en période de prix négatif », précise le ministère.

En contrepartie, les producteurs bénéficient d’une compensation équivalente à l’électricité qui aurait été générée durant l’arrêt. Le ministère précise par ailleurs que les nouveaux contrats de soutien aux renouvelables prendront désormais la forme d’un complément de rémunération, afin que les producteurs s’adaptent mieux aux signaux du marché. Cette nouvelle mesure a déjà pris effet durant le weekend du 10 et 11 mai dernier.

Pour les installations terrestres les plus puissantes, des dispositions similaires à celles mises en place pour l’offshore ont été introduites dans la loi de finances 2025.

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Plutôt que de démanteler ses parcs éoliens en mer qui arrivent au terme de leur permis d’exploitation, le Danemark envisage des prolongations de durée de vie. Une première installation vient d’en bénéficier.

Tout a une fin. Y compris la vie d’un parc éolien en mer. Et quand sonne le glas, que faire ? Démanteler l’ensemble de l’infrastructure pour rendre le site comme il a initialement été trouvé. En France au moins, c’est une obligation légale. Idem pour le recyclage des éoliennes. Mais du côté du Danemark, l’un des pionniers du secteur, on semble vouloir s’engager sur une voie alternative. Celle de la prolongation des permis de production.

Le parc éolien offshore de Samsø a été construit en 2002. Avec une autorisation de produire de l’électricité qui courait alors sur 25 ans. À l’approche de la date fatidique, le propriétaire des lieux, Wind Estate a déposé auprès de l’Agence danoise de l’énergie (DEA) une demande de prolongation. Cette dernière a accéléré la procédure grâce à un règlement d’urgence en vigueur dans l’Union européenne (UE). Et la prolongation de licence vient d’être accordée pour pas moins de 10 ans. Une première dans le pays ! Les 10 éoliennes d’une capacité totale de 23 mégawatts (MW) continueront donc d’alimenter 20 à 25 000 foyers jusqu’en 2037. À l’heure actuelle, le parc produit quelque 80 gigawattheures (GWh) d’électricité verte chaque année.

S’assurer que le parc éolien continue de produire de façon durable

Restera tout de même à s’assurer que le parc éolien en mer de Samsø continue à fonctionner sans risques ni dommages. Wind Estate devra ainsi procéder à des inspections annuelles poussées de ses éoliennes. Et, des mesures devront être mises en place pour protéger la nature environnante. Car en invoquant le règlement d’urgence de l’UE, l’Agence danoise de l’énergie a permis que Wind Estate soit exemptée de fournir des évaluations d’impact sur les espèces. Ainsi le permis de continuer à exploiter le parc éolien offshore de Samsø stipule clairement que les éoliennes s’arrêteront, ou tourneront lentement, après le coucher du soleil lorsque la vitesse du vent sera inférieure à 6 mètres par seconde, du 1^er avril au 31 octobre, afin de protéger les chauves-souris.

La DEA précise par ailleurs qu’elle examine actuellement d’autres demandes de prolongation d’exploitation de parcs éoliens offshore. Ceux de Middelgrunden, Rønland, Nysted et Horns Rev 1. Pour une capacité totale de près de 400 MW.

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Il y a six ans, une équipe universitaire australienne avait créé les premiers rétroviseurs incassables pour voiture, une innovation à l’époque. Aujourd’hui, cette technologie trouve usage dans la filière solaire : les mêmes matériaux vont être intégrés à un démonstrateur de système solaire thermique à concentration.

Pour rappel, un système solaire thermique à concentration est une installation conçue pour capter la chaleur émise par le rayonnement du soleil. Le dispositif utilise des miroirs ou des réflecteurs servant à concentrer les rayons vers un même point. La chaleur ainsi obtenue peut être utilisée tel quelle, dans les bâtiments ou dans des processus industriels.

Dans le but de rendre ces installations plus rentables, des chercheurs de l’Université d’Australie du Sud (UniSA) propose de remplacer les miroirs en verre traditionnels par une alternative plus légère. Leur solution : un plastique courant, recouvert d’un revêtement spécial à base d’aluminium et de silice, capable d’offrir une réflectivité comparable à celle d’un miroir conventionnel.

Jusqu’à 400 °C de chaleur

Dans le cadre d’un projet de démonstration, l’équipe prévoit d’installer un système solaire thermique à concentration sur le site du Vineyard of the Future, un centre de recherche australien consacré à l’innovation dans la viticulture à l’Université Charles Sturt. L’installation comprendra deux unités, chacune équipée de 16 panneaux miroirs en plastique. La centrale sera capable de produire de la chaleur à des températures comprises entre 100 °C et 400 °C, soit le niveau adapté aux besoins des secteurs agricole (conservation des aliments, séchage, stérilisation des sols) et industriel.

Les miroirs utilisés sont jusqu’à 50 % plus légers que leurs homologues en verre. Ils permettent par conséquent de réduire significativement les coûts d’installation et d’exploitation d’une centrale. Selon l’Université d’Australie du Sud, leur utilisation pourrait faire baisser de 40 % le coût de la chaleur renouvelable par rapport à un système conventionnel, un argument qui suscite déjà l’intérêt de plusieurs producteurs nationaux et internationaux.

« Ce démonstrateur nous permettra de déployer la technologie à grande échelle dans des applications concrètes », explique Collin Hall de l’UniSA. Toutefois, avant d’envisager une commercialisation à grande échelle, un projet pilote à échelle commerciale sera d’abord mis en place.

L’article Utiliser des miroirs en plastique pour réduire les coûts dans les centrales solaires à concentration thermique ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Aux États-Unis, le déploiement des énergies renouvelables se poursuit à un bon rythme. Mais la politique proénergies fossiles développée par Donald Trump rend les investisseurs de plus en plus frileux. De nombreux projets viennent d’être annulés.

« Drill, baby, drill ! » Cette phrase prononcée le jour même de son investiture résume parfaitement la stratégie énergétique de Donald Trump. Les renouvelables ? Très peu pour lui. Le nouveau président des États-Unis compte essentiellement sur le pétrole et le gaz pour alimenter la croissance de son pays. Et les entreprises du secteur des énergies vertes voient de plus en plus de lois adoptées pour réduire le soutien à leurs activités.

Des projets renouvelables annulés

Résultat, un rapport publié par la plateforme de recherche E2 et le Clean Economy Tracker révèle aujourd’hui que sur les quatre premiers mois de Donald Trump à la Maison-Blanche, environ 14 milliards de dollars d’investissements dans des projets d’énergies propres — au total 21 projets entre janvier et avril contre 15 seulement sur toute l’année 2024 — ont été annulés ou au moins retardés. En parallèle, 10 000 emplois ont été supprimés dans le secteur des renouvelables et des véhicules verts.

Et cela pourrait ne pas s’arrêter là. Car les experts projettent que sur l’année entière, ce ne sont pas moins de 42 milliards de dollars d’investissements qui pourraient être annulés. C’est plus du double de tout ce qui avait été investi dans le pays sur les énergies renouvelables en 2024.

Mais toujours plus d’énergies renouvelables aux États-Unis

Malgré tout, selon l’American Clean Power Association (ACP), les États-Unis sont parvenus à installer 7,4 gigawatts (GW) de capacités solaires, éoliennes et de stockage d’énergie au cours du premier trimestre 2025. C’est un peu moins que le record des premiers mois de l’année 2024 — à savoir 8,1 GW —, mais cela reste encourageant.

C’est le solaire photovoltaïque qui a le mieux tiré son épingle du jeu. Le plus grand projet solaire à entrer en exploitation commerciale depuis ce début 2025 aura été celui de 435 mégawatts (MW) de Dunns Bridge Solar II, dans l’Indiana. C’est aussi lui qui souffre le moins des annulations d’investissements recensés par E2 et le Clean Economy Tracker.

Le stockage, lui, connait un essor considérable avec une capacité en hausse de 65 % sur un an. Les États-Unis disposent ainsi désormais de 30,6 GW/83 GWh — pour gigawattheures — de stockage d’énergie par batterie. Pour 321 GW de capacité d’énergie propre en exploitation. Assez, selon l’ACP, pour alimenter 80 millions de foyers. Mais les experts de E2 et du Clean Economy Tracker notent que le secteur subit quant à lui de plein fouet les baisses des investissements avec, à lui seul, quelque 9 milliards de dollars de perdus depuis début 2025.

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Cette nouvelle technologie de stockage d’énergie réinvente le principe du pompage-turbinage. À la différence des fameux STEP, le système est mis en œuvre non pas entre deux grands réservoirs d’eau de différentes altitudes, mais… au fond des océans. Un concept quelque peu difficile à imaginer, mais dont le potentiel mondial de capacité pourrait dépasser les 800 térawattheures selon les porteurs du projet.

D’ici 2026, un dispositif de stockage d’énergie sous-marin d’un tout nouveau genre devrait voir le jour au large des côtes californiennes. Il s’agit de « StEnSea » (Stored Energy in the Sea), une technologie mise au point par l’institut de recherche allemand Fraunhofer IEE. Son principe repose sur d’immenses boules creuses en béton immergées à plusieurs centaines de mètres de profondeur, et qui contiennent des motopompes sous-marines à l’intérieur. Lors de la phase de décharge, l’eau pénètre dans les sphères, et durant la charge, elle en est expulsée. Explications.

Des batteries sous-marines

Concrètement, chaque boule en béton dispose d’une ouverture à son sommet. Lorsque la demande en électricité augmente, une vanne s’ouvre, permettant à l’eau de s’engouffrer à l’intérieur. En pénétrant dans la cavité, elle actionne une turbine couplée à un générateur, produisant ainsi de l’électricité. La pression environnante est donc ici essentielle, car de celle-ci dépendra en grande partie la performance du système. C’est d’ailleurs pour cela que les chercheurs à l’origine du projet recommandent une installation à des profondeurs allant entre 600 à 800 mètres, où la pression est optimale. En période de surplus d’électricité sur le réseau, l’énergie excédentaire est utilisée pour pomper l’eau hors de la sphère.

Bientôt un projet pilote

L’équipe de chercheurs a déjà testé une version réduite de cette technologie dans le lac de Constance situé à la frontière entre l’Allemagne, l’Autriche et la Suisse. Suite à la réussite de cette première expérience, ils préparent désormais un projet pilote grandeur nature, cette fois en Californie, au large de Long Beach, près de Los Angeles. Un prototype de 9 mètres de diamètre, pesant 400 tonnes, sera immergé dans les fonds marins. La sphère sera fabriquée via impression 3D de béton par une startup américaine spécialisée en la matière, Sperra. La capacité de stockage prévue est de 400 kilowattheures, soit l’équivalent de la consommation d’un foyer américain typique pendant environ deux semaines. Le projet est soutenu par le ministère fédéral allemand de l’Économie et de l’Action climatique, ainsi que par le ministère américain de l’Énergie. Sa mise en service est prévue d’ici la fin de l’année 2026.

Vers une plus grande version pour rivaliser avec les STEP

Ce projet pilote permettra d’évaluer l’ensemble des étapes du projet, allant de la construction jusqu’à l’exploitation. L’un des principaux objectifs est de déterminer si le concept peut être étendu à un plus grand format, notamment à des sphères d’un diamètre de 30 mètres. En effet, outre la pression exercée par l’eau, le volume de la sphère influence également la performance de la technologie.

À terme, l’équipe envisage de déployer cette technologie à l’échelle mondiale pour concurrencer les STEP. Ces dernières, malgré leur rendement élevé, sont principalement limitées par les contraintes géographiques. Le projet StEnSea, en revanche, peut être mis en place dans de nombreuses zones du monde, et bénéficierait même d’un potentiel de stockage estimé à 817 TWh selon les chercheurs.

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D’ici 2 ans, la mise en service d’une centrale biomasse de 120 MW devrait permettre à la Guyane de réduire considérablement ses besoins en énergie fossile. Néanmoins, le choix de la biomasse liquide pose question quant au réel impact environnemental de la nouvelle centrale. 

C’est une étape importante pour la future centrale biomasse de Larivot. Les premiers moteurs viennent d’être livrés et sont en cours d’installation. Au total, les 7 unités fabriquées en Finlande, devront permettre à la centrale d’atteindre une puissance électrique de 120 MW. Depuis la reprise du chantier en 2023, après deux ans d’arrêt pour cause de déboires judiciaires, les travaux vont bon train. Si tout se passe comme prévu, les premiers essais devraient avoir lieu au deuxième semestre 2026 pour une mise en service en 2027. Cette mise en service devrait permettre la mise à l’arrêt de la centrale au fioul Degrad-de-Cannes, mise en service en 1981.

Avec cette nouvelle centrale, EDF espère réduire fortement la part des énergies fossiles dans un mix électrique guyanais déjà dominé par l’hydroélectricité. À titre d’exemple, le barrage de Petit-Saut produit annuellement environ 560 GWh grâce à quatre turbines Kaplan.

Le paradoxe de la biomasse

Si, sur le papier, la future mise en service de la centrale biomasse de Larivot est une bonne nouvelle, la nature du combustible utilisé pose question, et illustre la difficulté de décarboner les Zones non interconnectées (ZNI). En effet, la nouvelle centrale devrait être alimentée à partir de biomasse liquide composée de 90 % d’huile végétale et 10 % de méthanol. D’une puissance similaire à la future centrale corse du Ricanto, elle devrait ainsi nécessiter de l’ordre de 200 000 tonnes de colza par an, une plante difficile à cultiver en Guyane. Son approvisionnement devrait donc vraisemblablement venir d’Europe ou du Canada. On retrouve, d’ailleurs, ce même problème sur l’île de la Réunion.

Par ailleurs, on peut s’interroger sur l’envoi de Colza vers la Guyane pour alimenter la centrale de Larivot, tandis que la centrale de Gardanne, située dans le sud de la France, pourrait être alimentée par des plaquettes forestières en provenance du Brésil.

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La Suisse se lance dans la construction d’une batterie pas comme les autres. Au cœur de celle-ci, pas d’eau transférée d’un barrage à un autre ni de lithium, mais des électrolytes liquides. Une solution pleine de promesse, mais encore peu répandue. 

Les engins de chantier commencent à s’activer du côté de Laufenburg, au nord de la Suisse. La petite ville, située à la frontière allemande, s’apprête, en effet, à accueillir une immense batterie d’une puissance de 800 MW pour une capacité de stockage de 1600 MWh. Cette batterie, située en plein cœur du réseau électrique européen, accompagne la construction d’un des plus grands data center du Vieux Continent, dont la capacité avoisinera les 14 000 racks. Cette association devrait notamment permettre au centre de données de maximiser le recours aux énergies renouvelables pour son alimentation.

Outre sa puissance et sa capacité de stockage très élevée, la batterie, dont la mise en service est prévue pour 2028, a une particularité : elle n’utilisera pas de lithium, mais fonctionnera grâce à la technologie à flux redox.

La technologie à flux redox promise à un grand avenir

Malgré un excellent rendement, les technologies de stockage reposant sur le lithium ont de nombreux inconvénients qui les rendent peu propices à un développement à grande échelle. On peut citer leur coût très élevé, leur faible durée de vie, ou encore leur caractère explosif en cas d’incident. À l’inverse, la technologie à flux redox se montre très prometteuse. Reposant sur l’utilisation d’électrolytes liquides, elle dispose de nombreux avantages, comme le fait de n’être ininflammable et non explosive, contrairement aux BESS à technologies au lithium. Si les incidents avec les BESS sont rares, leurs conséquences sont souvent importantes.

D’autre part, les batteries à flux redox ne nécessitent pas de matériaux critiques comme le lithium ou le cobalt. Enfin, ces batteries présentent une durée de vie bien plus longue que les BESS. Pour l’heure, la plus grande batterie à flux redox a été mise en service en octobre 2022 en Chine. La Dalian Flow Battery Energy Storage Peak Shaving Power Station, affiche une puissance de 100 MW pour 400 MWh de capacité de stockage.

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Mise sous les projecteurs suite au blackout du 28 avril en Espagne, la technique de l’îlotage d’un réacteur nucléaire consiste à l’isoler du réseau sans l’arrêter, afin d’éviter un long et complexe redémarrage. On connaît désormais le bruit généré par la turbine à vapeur d’un réacteur lors de la brutale réduction de puissance.

Les bruits de machines, certains s’en délectent. C’est notre cas, surtout lorsqu’il s’agit de puissants générateurs électriques ou des turbines qui les entraînent. Nous nous demandions quel bruit pouvait être entendu dans la salle des machines d’un réacteur nucléaire lors d’un îlotage. L’opération, réalisée dans certains réacteurs lors d’une défaillance du réseau électrique, permet de relancer la production rapidement au rétablissement de la ligne. Il évite un arrêt complet du réacteur et la fastidieuse procédure de redémarrage qui en suit. Procéder à un îlotage est rare, et n’est pas toujours réussi.

À l’occasion d’un test réalisé sur le réacteur n°1 de la centrale nucléaire de Gravelines (Nord), Maxime Wlodarczak, un chef d’équipe de conduite d’EDF, a enregistré le son produit par la turbine à vapeur durant l’îlotage. L’audio, publié sur Linkedin, révèle une brutale baisse de la puissance, de 100 % à 30 % selon son auteur. Une opération délicate pour la turbine, qui décélère en quelques secondes, passant de 945 MW à 300 MW. L’îlotage « ne permet pas d’éviter un blackout mais en limite fortement les conséquences en rendant possible un retour du courant dans des délais courts » explique l’auteur.

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Disponible depuis dix ans aux États-Unis et dans quelques pays d’Europe, la batterie domestique de Tesla n’est toujours pas commercialisée en France. Il semble toutefois que Tesla s’apprête à lancer le produit dans l’hexagone, la marque ayant lancé un appel à rejoindre son réseau de professionnels installateurs.

« Rejoignez notre réseau d’installateurs certifiés en France ». Le message est particulièrement court, mais laisse entrevoir l’arrivée du Powerwall chez nous, après une décennie d’attente. Sur ses réseaux sociaux, la branche énergie de Tesla a lancé un appel à candidatures destiné aux professionnels, afin de déployer ses produits dans l’hexagone. Le lien intégré au post renvoie vers un formulaire où les entreprises peuvent renseigner leurs coordonnées afin de « devenir installateur ou sous-traitant certifié ». Il leur est demandé de préciser leur intérêt pour les par les produits « recharges » ou « recharge et Powerwall », une nouveauté.

Si les bornes de recharge Tesla pour véhicules électriques sont déjà commercialisées en France, ce n’est pas le cas du Powerwall, qui est pourtant disponible dans d’autres pays d’Europe. La marque américaine semble donc vouloir s’appuyer sur un réseau de commerçants et installateurs approuvés afin de lancer sa batterie domestique. À cette heure, il n’est toujours pas possible d’acheter ou demander un devis pour un Powerwall sur le site français de Tesla, à l’inverse de nos voisins espagnols, italiens ou allemands, ou le système de stockage est vendu autour de 7 000 euros.

Un tarif compétitif

Pour rappel, le Powerwall de Tesla est une batterie stationnaire destinée aux particuliers et petits professionnels. La dernière version (Powerwall V3) permet de stocker 13,5 kWh d’électricité, et peut être associée à d’autres unités pour augmenter la capacité. Elle peut délivrer jusqu’à 11,5 kW de puissance en continu, ce qui convient à une grande majorité de logements. La batterie est particulièrement intéressante pour les logements équipés de panneaux solaires, qui pourront y stocker leur production excédentaire, mais elle est aussi adaptée à tout consommateur voulant s’assurer d’une autonomie électrique en cas de coupure.

Son prix est d’ailleurs compétitif (si l’on se base sur le prix pratiqué en Italie), puisque son tarif au kilowattheure s’élève à 481 euros. C’est un peu moins que des produits concurrents comme l’Ecoflow Stream (533 euros/kWh), ou le Zendure Solarflow Hyper 2000 (436 €/kWh).

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Est-ce une page qui se tourne, ou le début d’un feuilleton entre EDF et le gouvernement au sujet de la centrale de Cordemais ? Alors que les députés et sénateurs du département souhaitent un maintien de la production ou du stockage d’électricité, EDF préfère se débarrasser du site pour laisser la place à Framatome.

EDF vient d’annoncer la fermeture définitive de ses deux dernières unités de production d’électricité le 31 mars 2027. Rappelant que les conditions technico-économiques de réalisation du projet Écocombust 2 ne sont pas réunies, EDF a annoncé que les études visant à transformer le site en usine de tuyauterie nucléaire ont commencé. Le site devrait ouvrir d’ici la fin 2028.

L’annonce n’a pas manqué de faire réagir les députés et sénateurs de Loire-Atlantique, et pour cause. Lorsque EDF a annoncé mettre un terme au projet de production d’énergie par biomasse, et le remplacer par une usine de production de tuyaux, les sénateurs du département ont fait voter un amendement contraignant EDF à proposer des plans de conversion systématiques des centrales à charbon. L’objectif : profiter des avantages de chaque site, notamment en matière d’infrastructure électrique, pour produire ou stocker des énergies renouvelables.

Une contre-expertise demandée

En réponse au communiqué de presse de l’électricien français concernant la fermeture du site, les parlementaires ont donc, par courrier commun, appelé le gouvernement à déjuger EF sur la méthode, ainsi que sur le fond du dossier. Ils demandent une remise à plat du dossier et une contre-expertise des arguments avancés par EDF, tant sur le plan financier qu’énergétique.

Il faut dire que le rôle de Cordemais est très important dans la stabilité du réseau électrique du Grand Ouest. Si la possibilité d’y installer un SMR avait été évoquée, le site pourrait également être transformé en batterie stationnaire pour maintenir son rôle dans l’équilibre du réseau.

Pour l’heure, il semblerait que le site devienne une usine de production de tuyauteries destinées aux futurs EPR2 par Framatome. Si le projet se concrétise, la mise en service du site devrait avoir lieu à la fin de l’année 2028, et permettre à 200 des 350 salariés de rester sur place.

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C’est comme chercher une aiguille dans une botte de foin : une mission française s’est lancé le défi de cartographier les centaines de milliers de barils de déchets radioactifs qui ont été immergés au niveau de la plaine abyssale de l’océan Atlantique nord-est. Cette mission permettra de connaître l’impact de cette pratique désormais révolue sur la biodiversité.

Sur le port de Brest, les préparatifs vont bon train autour du Pourquoi pas ?, navire amiral de la flotte océanique française. Le navire d’exploration devrait prendre la mer le 15 juin prochain, direction le golfe de Gascogne, afin d’y cartographier les quelque 200 000 fûts métalliques immergés par des pays européens entre les années 1960 et 1990 pour se débarrasser de déchets radioactifs.

Ce n’est pas la première fois qu’une telle mission est menée. En 1984, le CEA et l’Ifremer avaient déjà effectué une campagne photographique d’un site d’immersion à 4 500 mètres de profondeur. Six conteneurs métalliques avaient été photographiés par un sous-marin autonome. S’ils étaient intacts, ils présentaient des signes de corrosion.

Cette fois, c’est l’engin sous-marin autonome UlyX qui se chargera de cette mission. Capable de réaliser des acquisitions de données multiparamétriques jusqu’à 6 000 mètres de profondeur, il aura pour mission de cartographier et de photographier les fûts. Il devrait également permettre d’identifier des zones propices à la réalisation d’échantillonnage d’eau, de sédiments et de faune. Ces échantillonnages seront l’objet de la seconde campagne du projet NOSSDUM. L’extraction des fûts n’est pas envisagée, mais la mission permettra de déterminer l’impact de ces derniers sur les écosystèmes sous-marins et d’en savoir plus sur l’état des fûts et les radiations associées.

Immersion des déchets radioactifs : une pratique autrefois commune

Entre 1946 et 1993, l’immersion des déchets radioactifs au fond de l’océan a été l’un des premiers moyens utilisés pour gérer ces effets. Au total, durant cette période, on compte plus de 80 sites d’immersion répartis dans les océans Pacifique, Atlantique et Arctique. De manière générale, ces déchets étaient scellés dans des fûts métalliques à l’aide de bitume et de ciment, avant d’être immergés à plus de 4 000 mètres de profondeur.

De son côté, la France a participé à deux campagnes d’immersion dans le nord-est de l’océan Atlantique en 1967 et 1969 pour un total de 14 200 tonnes de déchets, principalement issus du site nucléaire de Marcoule. À proximité des côtes de la Polynésie française, 3 200 tonnes de déchets radioactifs, issus des essais nucléaires, ont également été immergés. À partir de 1969, la France a décidé de stocker ses déchets radioactifs sur le site de la Hague.

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Les projets de centrale solaire dans l’espace se multiplient, aux USA, en Chine, même l’Europe développe son propre concept. Mais le Japon semble avoir une belle longueur d’avance. Ce pays projette en effet de mettre en orbite son démonstrateur… cette année même.

Ce sera un petit satellite de 180 kg, ce qui le classe dans la catégorie des minisatellites. Il orbitera à 400 km d’altitude. Il sera doté d’un panneau photovoltaïque de 2 m², et il pourra transmettre environ 1 kW de puissance, sous la forme de micro-ondes, jusqu’à une station réceptrice au sol. Ce satellite est construit dans le cadre du projet japonais Ohisama (qui signifie « soleil » en japonais) et il sera lancé en orbite en 2025.

Il s’agit d’une centrale solaire orbitale (CSO), un concept qui vu le jour en 1968 avec Peter Glaser, ingénieur de la société de conseil Arthur D. Little. Ce concept est resté à l’état de veille toutefois, car les coûts de lancement étaient auparavant rédhibitoires. Récemment, du fait de perspectives de baisses drastiques des coûts de lancement, l’idée renaît de ses cendres. Son principe : placer les centrales solaires dans l’espace, et transmettre l’énergie par un rayonnement électromagnétique jusqu’au sol. Son intérêt : placés dans l’espace, notamment en orbite géostationnaire, les panneaux seraient plus efficaces, et ne seraient plus soumis au rythme du jour et des nuits et aux aléas météorologiques.

L’aboutissement d’un programme au long cours

Les CSO sont étudiées depuis un moment déjà par les institutions japonaises. Dans ce pays, les études ont commencé en 1993, et les activités concrètes de développement en 2000, grâce au financement du ministère de l’Économie, du Commerce et de l’Industrie (METI). S’ensuivent, pendant deux décennies, des prototypes de briques technologiques, et ce, jusqu’à la construction de ce premier démonstrateur complet.

Ce projet japonais ne sera pas le premier à transmettre de l’énergie depuis l’espace. Ce record a effectivement déjà été établi par une équipe de Clatech le premier juin 2023. La puissance transmise par le satellite japonais devrait être toutefois significativement supérieur.

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Le programme de relance du nucléaire suit son chemin. Dans le sillage de Penly, dont les travaux préliminaires ont déjà commencé, la centrale de Gravelines va pouvoir se préparer au démarrage des travaux pour recevoir 2 des 6 EPR2 prévus. 

Si la mise en service de deux EPR2 à la centrale nucléaire de Gravelines est encore lointaine, le projet vient de franchir une étape importante. EDF vient, en effet, de confirmer la poursuite du projet EPR2 suite au débat public qui s’est tendu entre le 17 septembre 2024 et le 17 janvier 2025. Ce débat public était l’occasion, pour la population locale, de donner son avis sur la possible construction de nouveaux réacteurs nucléaires sur le site de Gravelines, et de remonter leurs éventuelles inquiétudes par rapport à ce projet.

Gravelines, un choix stratégique

Du point de vue d’EDF, le site nucléaire de Gravelines est idéal pour la construction de deux EPR2. On y trouve, en effet, une surface foncière suffisante, ainsi que la mer pour refroidir les réacteurs. Dans les faits, la production des deux réacteurs nouvelle génération pourrait couvrir 40 % des besoins électriques de Hauts-de-France en 2022. Surtout, la consommation énergétique locale devrait doubler d’ici 2040, du fait de l’implantation de nouveaux acteurs industriels.

Si tout va bien, les travaux devraient démarrer l’année prochaine, pour une mise en service espérée en 2038 ou 2039. Le coût total du chantier est estimé à 17 milliards d’euros.

EDF s’engage pour un projet socialement et environnementalement responsable

Suite au débat public, EDF a donc lancé le dépôt des demandes d’autorisation administrative nécessaires à la réalisation du projet, et a demandé le raccordement des deux réacteurs au réseau auprès de RTE. En parallèle, l’électricien français a pris un certain nombre d’engagements pour assurer « un projet socialement et environnementalement responsable » au bénéfice des habitants proches de la centrale. Parmi ces engagements, EDF a indiqué prioriser l’emploi local, et réduire les nuisances liées aux flux routiers engendrés par les travaux.

D’un point de vue environnemental, EDF a indiqué prêter une attention particulière à sa consommation d’eau douce sur le projet, et à une gestion responsable des déchets, notamment grâce au principe de l’économie circulaire.

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