La mission NOSSDUM, partie en quête de fûts radioactifs immergés entre les années 1960 et 1990, vient de revenir à Brest avec des images saisissantes, et tout un ensemble d’échantillons à analyser. Objectif : mieux comprendre l’impact environnementale de cette pratique qui aurait duré plusieurs dizaines d’années. 

Après 3 semaines en mer, les 21 scientifiques de la mission scientifique NOSSDUM viennent de remettre pied à terre. Partis le 15 juin dernier, ils avaient pour mission de cartographier une partie des quelque 200 000 fûts métalliques chargés de déchets radioactifs, et immergés pendant trois décennies dans le Golfe de Gascogne. Mis à part une campagne photographique menée par le CEA et l’Ifremer en 1984, ces fûts n’ont jamais été surveillés.

Dans ce contexte, la mission NOSSDUM vise à vérifier l’état de ces fûts, et leur potentiel impact sur les fonds marins. Pour cela, le navire Atalante a embarqué UlyX, un engin sous-marin autonome capable de réaliser des acquisitions de données multiparamétriques à grande profondeur.

Des milliers de fûts analysés

Au total, les équipes de la mission sont parvenues à repérer avec précision près de 3 350 fûts répartis sur une zone de 163 km². L’état de ces fûts apparaît très variable : certains sont presque intacts tandis que d’autres sont dans un état de corrosion avancé, parfois recouverts d’anémones. Toujours selon les équipes, aucune radioactivité anormale n’a été détectée, un résultat attendu compte tenu de la distance de l’engin UlyX par rapport aux fûts. Certaines fuites de matière inconnue auraient également été relevées. Il pourrait s’agir de bitume présent dans les fûts.

Pour rappel, si ces barils contiennent des déchets radioactifs, aucun traçage précis ne permet de savoir ce qui se trouve à l’intérieur. Généralement, les déchets radioactifs étaient mélangés à du ciment ou du bitume.

Quelles suites, pour la mission NOSSDUM ?

À terre, les scientifiques de la mission ont encore beaucoup de travail. En effet, près de 300 échantillons de sédiments ont été prélevés à environ 150 mètres des fûts, ainsi qu’un total de 5000 litres d’eau. Ces prélèvement vont subir des séries de mesure en laboratoire pour mieux évaluer la potentielle contamination de l’environnement par les éléments radioactifs. Les équipes ont même prélevé 17 grenadiers, des poissons vivant dans les abysses, et caractérisés par leur corps effilé vers l’arrière.

D’ici une ou deux années, une deuxième mission devrait être organisée pour approcher encore plus près des fûts, et réaliser des prélèvements d’organismes marins.

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Les hydroliennes installées dans cette centrale écossaise ont résisté plusieurs années aux puissants courants de marée auxquels elles sont exposées quotidiennement. Fort de cette réussite, leur fabricant envisage désormais un déploiement mondial de cette technologie.

La gravité de la Lune fait quotidiennement varier le niveau des mers un peu partout dans le monde. Si ces mouvements sont peu perceptibles en haute mer, près des côtes, ils sont amplifiés par la forme du littoral. À certains endroits, les marées peuvent atteindre des hauteurs de plus de 10 mètres, et les courants d’eau peuvent aller jusqu’à 11 km/h. Ces courants puissants et réguliers peuvent être exploités et transformés en électricité : on parle alors d’énergie « lunaire » ou énergie marémotrice.

Il y aurait environ 100 GW d’énergie marémotrice exploitable dans le monde, un potentiel encore à peine exploité en raison des nombreuses contraintes techniques et géographiques liées à cette technologie encore jeune. L’entreprise Proteus Marine Renewables, spécialisée dans le domaine, pourrait cependant contribuer à accélérer la croissance du secteur.  Pour cause, les machines conçues par la marque viennent de réaliser un exploit : tenir six ans sans besoin de maintenance imprévue.

Plusieurs années sans opérations de maintenance

En Écosse, le site de MeyGen, plus grand projet d’hydroliennes au monde, accueille plusieurs turbines fabriquées par Proteus. Celles-ci sont immergées à près de 30 mètres de profondeur. Plusieurs années après l’entrée en service de la centrale, l’entreprise annonce que ses machines ont tenu bon. Plus de six années se sont ainsi écoulées sans que ces dernières n’aient subi des opérations de maintenance imprévue. Une telle durée suffit pour valider la fiabilité des équipements selon le communiqué. Cette performance est attribuée à la belle collaboration entre Proteus et SKF, fournisseur des pièces mécaniques clés des turbines.

Mais pourquoi cette réussite est-elle si importante ? Tout simplement parce que dans le secteur, l’un des plus grands défis est de réussir à prolonger la durée de fonctionnement des turbines sous-marines sans avoir besoin d’entretien imprévu. Les turbines étant immergées dans des zones où les marées sont particulièrement fortes, les interventions s’avèrent extrêmement complexes et coûteuses. Tenir six ans dans ces conditions difficiles représente donc un véritable exploit.

Vers un déploiement mondial

Forte de ce succès, l’entreprise Proteus Marine Renewables compte renforcer son partenariat avec SKF pour la prochaine génération d’hydroliennes. Au cours des cinq prochaines années, l’entreprise installera ainsi au moins trente nouvelles turbines marémotrices d’une puissance unitaire de 3 MW en France, au Japon et en Écosse. Chaque machine pourra produire suffisamment d’énergie pour alimenter près de 30 000 foyers.

Quant au parc de MeyGen, celui-ci comptera aussi bientôt de nouvelles turbines. Actuellement, seule la première phase du projet, représentant 6 MW, est opérationnelle. Le site est jusqu’ici autorisé à déployer jusqu’à 85 MW, même si son potentiel maximal est estimé à 398 MW.

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Une usine de recyclage de batteries de voiture vient d’être lancée dans les Hauts-de-France. Une bonne nouvelle pour la filière française de production de batteries destinées à l’automobile.

C’est en plein cœur de la Battery Valley des Hauts-de-France que vient d’être lancée une usine de recyclage des batteries de voiture électrique. Cette usine est portée par la startup française Battri, et vise à transformer les batteries automobiles en fin de vie pour produire de la Black Mass. Cette poudre, composée de nickel, de cobalt, de lithium et de graphite, a pour vocation de permettre la production de nouvelles anodes et cathodes pour la production de nouvelles batteries. Pour l’heure, en l’absence de filière française, cette matière devrait être exportée vers les États-Unis ou la Corée.

La capacité de traitement de l’usine sera, dans un premier temps, de 15 000 tonnes par an, mais pourrait atteindre près de 35 000 tonnes par an. Cela correspond à l’équivalent de 80 000 à 100 000 voitures chaque année. Située non loin de trois usines de production de batteries électriques, l’usine va également permettre le recyclage des déchets de production de ces sites. Cette proximité est loin d’être un hasard, sachant que les volumes de déchets de ces usines, en particulier en phase de lancement, peuvent être élevés. Côté énergie, environ 50% des besoins du site seront produits sur place grâce aux résidus présents dans les batteries, à des panneaux photovoltaïques ainsi qu’à la combustion de solvants organiques présents dans les batteries.

Enfin un projet qui se concrétise

Cette nouvelle devrait soulager les producteurs de batterie, qui ont besoin d’une telle usine pour espérer une circularité optimale. Ces derniers mois, plusieurs projets d’usine de recyclage de batteries sont tombés à l’eau. On pourra citer Eramet, qui devrait s’implanter près de Dunkerque, mais qui a fini par jeter l’éponge en octobre 2024. Dans la même période, le canadien Li-Cycle a mis en pause son projet d’usine de recyclage à Harnes, toujours dans les Hauts-de-France. Enfin, Hydrovolt, issu d’un partenariat entre Norsk Hydro et North Volt, semble enterré après la faillite de ce dernier.

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Il ne s’agit pas d’une nouveauté, mais plutôt d’une évolution. Le fabricant chinois DJI présente une copie améliorée de sa batterie portative, destinée à un usage pour la maison comme pour les voyages.

Si on vous parle de la marque chinoise DJI, vous aurez sans doute en tête l’image de ces drones grands publics qui sont désormais légions sur les sites touristiques. Pourtant, l’activité de l’entreprise ne se résume pas aux engins à 4 hélices. Celle-ci multiplie les produits avec un lien, de près ou de loin, avec le monde de l’image : stabilisateurs, caméras miniatures et autres microphones.

Dans cette lignée, le fabricant a présenté, en avril 2024, la DJI Power 1000 une batterie LFP de 1024 Wh, venant concurrencer directement des grands noms du secteur comme EcoFlow ou Bluetti. Un an plus tard, l’entreprise présente désormais une version améliorée, qui se veut séduisante par bien des aspects.

Commençons par ses caractéristiques. Si cette V2 affiche la même capacité de stockage de 1024 Wh, elle profite d’une puissance légèrement en hausse avec une sortie stable de 2600W. En parallèle, DJI promet un temps de recharge plus court avec :

• 0% à 80% en 37 minutes,
• 0 à 100% en 56 minutes.

En outre, cette nouvelle version promet une fiabilité accrue avec l’encapsulation du BMS, le système de gestion de la batterie. Cela lui permet de continuer de fonctionner, même sous la pluie ou en cas de brouillard. Elle conserve également sa durée de vie de 10 ans, et ses 80% de capacité de recharge après 4000 cycles.

Une batterie taillée pour les pilotes de drone

Avec cette nouvelle version, DJI propose donc une batterie polyvalente, capable de servir pour du camping, du bricolage ou comme module de secours à la maison. Elle est d’ailleurs équipée d’un mode ASI (Alimentation sans interruption) qui permet une réalimentation en seulement 0,01 seconde en cas de coupure de courant.

Néanmoins, elle reste avant tout taillée pour les amateurs de belles images. Ainsi, son poids est relativement raisonnable, compte tenu de ses capacités. Avec ses 14 kg et ses poignées, elle peut être transportée facilement, et permettre la recharge d’un drone compatible en seulement 30 minutes. DJI explique ainsi que la Power 1000 V2, accompagnée de 3 batteries de drone, permettent une journée entière de vol sans interruption.

Côté recharge, il y a le choix. Outre le branchement sur une prise 220V, il est possible de la recharger via des panneaux solaires ou via l’alternateur d’une voiture. Pour cela, il faudra néanmoins investir dans un chargeur DJI Power dédié. Il existe même un modèle de 1,8 kW, qui permet une recharge en seulement 40 minutes.

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Des poteaux, des ailes suspendues et un câble : voilà ce qui compose cette éolienne d’un genre totalement nouveau imaginée par une startup américaine. Un concept difficile à imaginer qui sera bientôt testé grandeur nature dans le cadre d’un projet pilote.

Une folle course au gigantisme est engagée dans l’industrie de l’éolien. Les appareils atteignent désormais des hauteurs de plusieurs centaines de mètres, et leurs pales balayent des surfaces parfois équivalentes à plusieurs terrains de football. Sur terre comme en mer, les éoliennes gagnent en taille et en hauteur. Mais la jeune pousse américaine Airloom Energy ne suit pas le mouvement, et conçoit les choses autrement.

Cette entreprise a développé une éolienne d’un tout nouveau genre. Le système se compose d’une sorte de piste ovale délimitée par des poteaux de seulement 25 mètres. Autour de la piste gravitent des ailes verticales de 10 mètres de longueur qui sont fixées à un câble reliant les poteaux. Sous la poussée du vent, ces ailes entraînent le câble dans un mouvement circulaire continu. Ce mouvement mécanique est ensuite récupéré et est converti en énergie électrique grâce à un générateur. Ces chiffres correspondent à un système de 2,5 MW de puissance, mais la technologie est conçue pour s’adapter facilement à des échelles variées.

Bientôt un projet pilote

Actuellement, la technologie d’Airloom Energy n’en est pas encore au stade de la commercialisation. Seul un prototype à petite échelle a été testé jusqu’à présent. Mais dans une annonce récente, l’entreprise prévoit de lancer un projet pilote dans le comté d’Albany au Wyoming, aux États-Unis.

Ce projet permettra à Airloom de valider la courbe de puissance de son dispositif et d’évaluer précisément son efficacité énergétique. Les essais menés sur ce site pilote serviront aussi à affiner les procédures de maintenance et à enrichir la documentation technique. Pour l’instant, aucune caractéristique technique précise concernant la puissance ou les dimensions exactes de l’installation pilote n’a été communiquée. D’ailleurs, aucune date de réalisation n’est annoncée.

De l’électricité jusqu’à trois fois moins chère ?

Quand il s’agit de capter l’énergie du vent, les scientifiques ne manquent pas d’idées. De nombreux concepts originaux sont nés, et beaucoup finissent abandonnés, très souvent sous l’état de prototype. Reste à voir si la technologie d’Airloom Energy fera partie de la liste, ou si elle réussira son pari d’entrer sur le marché. À ce jour, l’entreprise semble respecter son calendrier. D’ailleurs, elle prévoit déjà des démonstrations commerciales à la suite de ce projet pilote, en 2027.

Les principaux arguments commerciaux d’Airloom tournent autour du coût et de la simplicité de l’installation. Selon ses concepteurs, l’électricité produite par leur système pourrait coûter jusqu’à trois fois moins cher que celle des éoliennes classiques, notamment grâce à des composants peu coûteux fabriqués en série. De plus, ce dispositif serait particulièrement adapté à des sites à faible vent ou soumis à des restrictions de hauteur.

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La France a collecté presque deux fois plus de panneaux solaires en 2024 par rapport à l’année précédente. Soren, l’éco-organisme chargé de la filière, fait le point.

En France, c’est Soren qui organise la collecte et le traitement des panneaux photovoltaïques usagés. L’éco-organisme a été créé il y a 10 ans maintenant, par les acteurs de l’industrie. Lorsque la réglementation sur les Déchets d’équipements électriques et électroniques (DEEE) s’est étendue aux panneaux solaires. Et Soren vient juste de publier son rapport d’activité 2024, un condensé des chiffres de la filière.

On y apprend d’abord que 17 millions de panneaux solaires ont été vendus en France l’année dernière. C’est 17,2 % de plus qu’en 2023. Le tout pour une puissance même de 36,1 % plus élevée. De l’ordre de 8 085 mégawatts (MW). Pour des panneaux qui restent importés dans 97 % des cas !

Toujours plus de panneaux solaires collectés

Du côté de la collecte, belle progression aussi en 2024. Près de 9 500 tonnes de panneaux photovoltaïques ont intégré la filière. L’année d’avant, Soren n’en avait comptabilisé qu’à peine plus de 5 000 tonnes. À titre de comparaison, le poids des seuls panneaux solaires installés en France en 2024 est estimé à environ 382 000 tonnes.

Sans grande surprise, ce sont les régions du sud de la France qui participent le plus à la collecte. Celles, sans doute, où il y a le plus de panneaux photovoltaïques déjà en fin de vie. Notez que la collecte se fait par apport volontaire — lorsque l’installation compte moins de 40 panneaux solaires — dans l’un des presque 300 centres qui existent dans notre pays ou en ramassage sur site — sur simple demande en ligne dès lors qu’il est question de plus de 40 panneaux. Le tout sans aucuns frais, le coût de la collecte en fin de vie étant déjà réglé lors de l’achat des panneaux neufs, via l’écoparticipation. Pour rappel, les distributeurs ont aujourd’hui l’obligation de reprendre gratuitement un équipement usagé qu’ils remplacent.

86 % des panneaux jetés sont recyclés

Ce que le rapport de Soren montre, c’est que le devenir des panneaux ainsi récupérés reste sensiblement le même, d’année en année. En 2024, plus de 86 % des systèmes ont été recyclés. Comment ? Les panneaux sont d’abord séparés de leur cadre en aluminium et de leur boitier de jonction. Puis ils sont broyés et délaminés et différentes technologies sont mobilisées pour trier les morceaux. De quoi récupérer du verre, de l’aluminium, des plastiques, des métaux et semi-conducteurs. Un peu plus de 8 % ont tout de même fini au rebut. Après test d’électroluminescence, de puissance et d’isolation, les 5 % restant ont été reconditionnés et sont partis pour une seconde vie. Pour des performances presque identiques, ces panneaux solaires peuvent alors être vendus jusqu’à 3 à 4 fois moins cher.

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Les épisodes de chaleur de l’été 2025 mettent en exergue ce qui pourrait bien nous attendre, dans les prochaines décennies, à cause du réchauffement climatique. Dans cette situation, la ville d’Arles pourrait inspirer. En imposant la présence d’un débord de toiture dans son cœur historique pour des raisons patrimoniales, elle limite aussi les effets du soleil à l’intérieur des bâtiments.

Dans la ville d’Arles (Bouches-du-Rhône), on prend la préservation du patrimoine architectural très au sérieux, notamment grâce à la mise en place, en 2018, d’un Plan de sauvegarde et de mise en valeur (PSMV) de la ville. Celui-ci a pour objectif de promouvoir l’atout culturel et touristique du cœur de la ville. Mais pas seulement. L’une des dispositions inscrites à ce plan de sauvegarde pourrait donner des idées sur l’adaptation des villes au réchauffement climatique.

En effet, ce PSMV impose, pour toute réfection complète d’un bâtiment, la mise en oeuvre d’un débord de toiture à chevron d’au moins 50 centimètres. En d’autres termes, les toitures doivent dépasser largement de la façade. Cette mention vise à retrouver les dispositions d’origine. Et pour cause, au XVIIe siècle, les toits étaient avancés pour protéger les habitants de la pluie en l’absence de gouttière. Si, désormais, les gouttières sont systématiquement présentes, ces avancées de toit jouent le rôle de casquette, protégeant ainsi les façades contre la surchauffe aux heures les plus chaudes de la journée.

Considérer le changement climatique dans l’urbanisme

Ce point particulier de la ville d’Arles met en avant le besoin de tenir compte des modifications du climat dans l’architecture des bâtiments et l’urbanisme des villes. Il existe, en effet, de nombreuses techniques d’urbanisme passives qui permettent de réduire l’impact du soleil sur la vie urbaine, et ainsi d’en limiter les effets néfastes. Le Moyen-Orient en est l’exemple parfait. On y retrouve des ruelles étroites, à travers lesquelles le soleil ne perce pas, des cours intérieures qui permettent de laisser la chaleur s’évacuer vers le haut et de créer une ventilation naturelle. Selon le même principe, on retrouve même des tours à vent, dont la fonction est également de créer une ventilation naturelle pour laisser s’échapper l’air chaud or des rues.

En parallèle, les municipalités ont de plus en plus recours à la végétalisation des espaces pour augmenter le taux d’humidité dans l’air, et rafraîchir les rues. C’est le cas de la métropole de Lyon qui a planté pas moins de 25 000 arbres durant l’hiver 2022-2023 contre 5 000 les années précédentes.

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À Châteauneuf-sur-Loire (Loiret), l’industriel Baudin Chateauneuf inaugure un système de production et de stockage d’énergie. Associant bientôt 2 mégawatts crête (MWc) de solaire en autoconsommation et déjà 2,5 mégawattheures (MWh) de batteries pilotées par Storio Energy, l’usine couvre désormais plus de la moitié de sa consommation électrique.

À Châteauneuf-sur-Loire, le fabricant de charpentes métalliques et solutions photovoltaïques (ombrières, toitures, installations au sol) Baudin Chateauneuf inaugure une installation énergétique « derrière le compteur », associant presque 2 MWc de solaire en autoconsommation à 2,5 MWh de batteries lithium-fer-phosphate. Ce projet est développé par la startup parisienne Storio Energy, spécialiste du stockage BtoB.

Du stockage au service de l’usine mais aussi du réseau public

Cette centrale hybride se trouve sur le site, c’est le principe du « derrière le compteur ». Elle combine ombrières photovoltaïques, toitures, façades souples et centrales au sol. L’ensemble alimente une boucle haute tension interne et permet déjà de couvrir plus de 50 % des besoins annuels du site. Le président du directoire Damien Colombot juge que « ce projet présente une bonne rentabilité et préserve en partie des aléas des prix de l’électricité qui ne sera pas toujours un long fleuve tranquille ».

La responsable de l’optimisation, c’est la batterie de 2,5 MWh – soit 11 modules Powerstack de Sungrow – pilotée par un système intelligent développé par Storio. L’algorithme ajuste en temps réel les flux énergétiques pour maximiser l’autoconsommation, stocker le surplus solaire et valoriser la flexibilité sur les marchés (effacement, restauration de fréquence aFRR…). Résultat : un taux d’autoconsommation passant de 50 % à 85 %, jusqu’à 20 % d’économies sur la facture électrique et un retour sur investissement estimé à six ans sans aucune subvention publique. Jean-Yves Stephan, CEO de Storio, en est fier : « l’avenir de l’énergie photovoltaïque passe nécessairement par l’autoconsommation et le stockage ».

La batterie installée sur le site de Châteauneuf-sur-Loire / Image : Beaudin Chateauneuf.

Grâce à l’autoconsommation et au marché

Sur le plan économique, les gains de la batterie viennent pour 35 % de l’optimisation de l’autoconsommation solaire : le stockage permet d’absorber les excédents de production en journée pour une utilisation en soirée, faisant passer le taux d’autoconsommation de 50 % à 85 %. À cela s’ajoutent 20 % d’économies liées au décalage de la consommation : la batterie se recharge en heures creuses, lorsque les tarifs sont bas, pour restituer l’énergie en heures pleines. En parallèle, 23 % des revenus sont issus des mécanismes d’effacement — comme le NEBEF ou le NEBCO — activés par RTE lors de tensions sur le réseau. Enfin, 22 % proviennent de services système : le site est en cours de certification pour participer à la réserve secondaire (aFRR) et ainsi contribuer à la stabilisation en fréquence du réseau.

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Le Sénat a adopté en deuxième lecture, lundi 8 juillet, la proposition de loi (PPL) de programmation sur l’énergie portée par le sénateur LR Daniel Gremillet. Quel peut donc être l’avenir du texte, voté à 221 voix contre 24 ?

En s’alignant partiellement sur la version adoptée par la commission des affaires économiques de l’Assemblée nationale, les sénateurs ont validé plusieurs objectifs énergétiques. 200 TWh d’électricité renouvelable d’ici 2030, 27 GW de capacités nucléaires supplémentaires d’ici à 2030, tout en posant des objectifs pour l’hydrogène bas-carbone « au moins » plus ambitieux que la stratégie nationale hydrogène 2 (révisée à la baisse, car jugée trop ambitieuse, notamment par la Cour des Comptes). À noter, un amendement important a été introduit : il impose au gouvernement d’évaluer l’impact économique des objectifs par filière énergétique — une exigence visant directement le coût des énergies renouvelables, surtout le solaire et l’éolien, que les sénateurs veulent développer sans soutien public.

Le gouvernement veut aller plus vite

La navette parlementaire se poursuit. La prochaine étape aura lieu à l’Assemblée nationale les 22 et 23 septembre, avant une commission mixte paritaire (CMP) prévue mi-octobre. C’est à ce moment-là qu’un compromis devra être trouvé entre députés et sénateurs. En l’absence d’accord, une troisième lecture s’imposera. Le texte avait subi un amas d’amendements en séance (réouverture de Fessenheim, moratoire sur les renouvelables…) et avait été rejeté en première lecture à l’Assemblée.

Reste l’épée de Damoclès, la publication du décret PPE par le gouvernement, qui aimerait que la navette aille plus vite. Le ministre de l’Industrie et de l’Énergie Marc Ferracci agite la menace de le publier avant la fin de l’été, mais a besoin de l’assise législative pour conforter ce décret (la loi fixe les grands objectifs et le décret vient les détailler).

Ces délais retardent la révision de la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE), un outil indispensable à la planification industrielle et à la mobilisation des investissements dans les filières bas-carbone. Malgré le consensus apparent au Sénat, le gouvernement fait face à un casse-tête politique. Il lui faudra concilier les attentes industrielles, les tirs à boulets rouges sur les énergies renouvelables et les contraintes budgétaires. Autant d’enjeux qui pèseront sur la CMP de l’automne.

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Ce n’est pas vraiment comparable au scandale du dieselgate, mais tout de même intrigant. Selon les mesures rigoureuses du journaliste automobile Soufyane Benhammouda (Automobile Propre), la Renault R4 électrique consommerait davantage d’énergie que ce qui est mentionné sur le tableau de bord.

Lors d’un supertest, un essai standardisé en conditions réelles, notre confrère et collègue Soufyane Benhammouda d’Automobile Propre a observé un fait étonnant : la Renault R4 semble plus sobre que la R5 sur toutes les configurations. Des chiffres confirmés par des mesures répétées et identiques sur circuit et sur route, qui contredisent les annonces du constructeur automobile.

En réalité, révèle son analyse, le système d’affichage de la R4 oublierait mystérieusement une partie de la consommation réelle, sous‑estimant en moyenne de 2,2 kWh/100 km l’énergie effectivement puisée dans la batterie. Renault n’a pas encore expliqué cette différence d’affichage, probablement due à un calibrage logiciel perfectible. Rien d’alarmant, précise Soufyane, puisque l’autonomie affichée reste correcte et la différence reste marginale pour l’utilisateur. Mais elle rappelle l’importance d’une information juste et transparente pour le client.

➡️ Lire l’article sur Automobile Propre.

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L’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection a donné son aval, le 1ᵉʳ juillet, à la prolongation de vingt réacteurs nucléaires d’EDF de 1 300 mégawatts électriques (MWe) au-delà de quarante ans d’exploitation.

Ce feu vert, la prolongation au-delà de quarante ans de 20 des 57 réacteurs nucléaires, intervient après une large concertation, suivie d’une consultation publique sur le projet d’avis de l’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection (ASNR). L’autorité estime que la poursuite du fonctionnement de ces réacteurs est envisageable à condition que soient mises en œuvre les améliorations majeures de sûreté prévues par EDF. Des dispositions supplémentaires ont aussi été prescrites pour atteindre les objectifs fixés par le quatrième réexamen périodique.

Cette décision marque la fin de la phase générique du processus. Elle concerne les modifications communes aux vingt réacteurs de cette catégorie mis en service entre 1984 et 1994. Elle sera suivie, pour chaque installation, d’un volet spécifique décliné lors des visites décennales. La centrale de Paluel (Seine-Maritime) débutera dès janvier 2026 avec un chantier de modernisation qui durera jusqu’en 2040 pour les dernières unités concernées.

Accord ne veut pas dire pas prolongation effective

L’ASNR précise toutefois que son accord ne constitue pas une carte blanche : la prolongation effective dépendra de la capacité d’EDF à concrétiser les travaux de renforcement de la sûreté validés réacteur par réacteur. Cette dynamique s’inscrit dans un contexte où la France mise à la fois sur la relance du nucléaire neuf et sur la préservation du parc existant.

Lors de la signature du contrat de filière nucléaire en juin, le directeur général d’Orano avait illustré la situation par une métaphore sportive, comparant le secteur nucléaire à une équipe de France disputant un match encadré par des arbitres — une référence implicite à l’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection : « ils ne font pas partie de l’équipe, mais sont indispensables pour que le match se joue bien et, pour ça, on a besoin qu’ils aient envie que le match se joue à l’heure et de façon fluide. »

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Depuis longtemps, les diagnostics de performance énergétique (DPE) pénalisent l’électricité face aux énergies fossiles. Une révision annoncée pourrait changer la donne.

Une « passoire thermique », c’est un logement énergivore. Un logement classé F ou G sur l’échelle du diagnostic de performance énergétique (DPE). Ceux qui espèrent échapper à ce classement, pour faire des économies ou parce qu’ils comptent louer leur bien (la location d’un logement classé G est interdite depuis ce 1ᵉʳ janvier 2025 et devrait le devenir pour ceux classés F dès 2028), doivent entreprendre des travaux de rénovation énergétique. Mais une annonce de Matignon pourrait bien leur donner un coup de pouce inattendu.

Un coefficient de conversion revu à la baisse pour l’électricité

À compter du 1ᵉʳ janvier 2026, un nouveau coefficient de conversion devrait en effet être appliqué à l’électricité. Pour comprendre, il est bon de rappeler que ce coefficient traduit l’efficacité avec laquelle l’énergie est convertie. Ainsi, pour consommer 1 kilowattheure (kWh) d’électricité en énergie finale dans un logement, l’Europe considérait jusqu’en 2021 qu’il fallait produire 2,58 kWh d’énergie primaire dans une centrale. La faute à des pertes notamment lors du transport de l’électricité par les lignes à haute tension. Le coefficient avait déjà été ramené à 2,3 il y a 4 ans. Et l’Europe avait demandé, il y a quelques mois, à ce que les États membres appliquent, à l’avenir, un coefficient de 1,9. Entre autres parce qu’avec le développement des énergies renouvelables, les déperditions sont moindres.

Un rabaissement du coefficient de conversion de l’électricité à 1,9, c’est exactement ce que notre gouvernement vient d’annoncer. Une bonne nouvelle pour les maisons chauffées à l’électrique, particulièrement les petites surfaces qui utilisent des radiateurs. Au moins du point de vue de leur classement. Sur les 5,8 millions de logements F ou G qu’il y a en France, quelque 850 000 pourraient gagner une classe. Et certains, donc, faire tomber leur étiquette de « passoire énergétique » sans même à avoir à bouger le petit doigt, parce qu’il pourrait même s’appliquer une mise à jour automatique.

Plus juste pour la transition, mais…

Depuis un moment déjà, les experts réclamaient un ajustement du coefficient de conversion de l’électricité. Un ajustement qui refléterait le fait que dans notre pays, la production d’électricité est très largement décarbonée. Et qui rétablirait au moins un peu la balance avec le bois et le gaz. Cette énergie bien fossile, elle, jouit en effet toujours d’un coefficient de conversion très avantageux de 1. D’autant que, selon Matignon, cet écart entre les coefficients des uns et des autres « freine l’électrification des usages, pourtant essentielle à notre stratégie énergétique et climatique ». Et revoir les classements des maisons et appartements pourrait aider à « cibler plus efficacement les aides à la rénovation énergétique sur les logements chauffés aux énergies fossiles ». Ce qui donne peut-être une idée du fond de la réflexion en cours actuellement sur les règles d’attribution de ces aides.

L’ennui, c’est que la manœuvre pourrait aussi décourager les propriétaires de logements chauffés à l’électricité qui auraient des envies de rénovation énergétique. Alors même que leurs consommations resteront importantes et leurs factures, élevées…

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Si certains industriels se plaignent toujours du prix de l’électricité proposé par EDF, certains semblent y trouver leur compte. Le géant de la chimie Arkema vient de signer pour dix ans avec l’énergéticien national, pour alimenter son site de production de Jarrie en Isère.

EDF poursuit sa stratégie de séduction des industriels français avec un nouveau succès. Il vient de signer un protocole d’accord avec Arkema pour alimenter en électricité l’usine de production de chlore et ses dérivés de Jarrie (Isère), sur une durée de dix ans à partir du 1ᵉʳ janvier 2026. Conclu le 2 juillet, cet accord prévoit un mécanisme équilibré de gestion des risques et des gains. La signature du contrat définitif est attendue d’ici septembre.

« Cet engagement permettra à Arkema de sécuriser son approvisionnement sur dix ans tout en favorisant ses investissements. C’est la preuve que nous savons proposer une électricité bas carbone et compétitive pour soutenir l’industrie nationale », indique dans un communiqué Marc Benayoun, le directeur exécutif du groupe EDF en charge du pôle clients, services et territoires. Du côté d’Arkema, le directeur exécutif Marc Schuller estime que « cet accord avec EDF s’inscrit pleinement dans la dynamique industrielle et environnementale portée par Arkema et dans sa volonté de pérennisation de son site de Jarrie ». « La visibilité sur le long terme du coût de la fourniture d’électricité contribue à sécuriser le site pour la poursuite de ses activités eau oxygénée, chlorate et perchlorate » détaille-t-il.

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Tirer un câble haute tension entre le Maroc et le Royaume-Uni ? Un projet titanesque et un peu fou. Si le gouvernement britannique vient de lui refuser son soutien, l’entreprise britannique Xlinks continue d’y croire.

Lorsqu’il s’agit d’énergie solaire, certains pays sont clairement plus avantagés que d’autres. Le Maroc, par exemple, l’a bien compris. Et il compte en profiter. Pas moins de six grands projets viennent d’être mis sur les rails, pour une capacité globale d’environ 20 gigawatts (GW). La moitié sera destinée à la production d’hydrogène par électrolyse. Avec pour objectif de produire quelque 8 millions de tonnes d’hydrogène vert et de dérivés — comme de l’ammoniac, du carburant de synthèse ou encore de l’acier décarboné. Dont une partie pourrait finir acheminée vers l’Europe.

Le Royaume-Uni, lui, n’est pas nécessairement le plus gâté des pays en matière d’ensoleillement. Alors récemment, une société d’investissement britannique, Octopus Energy, a lancé avec le développeur Xlinks, un projet plus direct pour profiter du soleil du Maroc et alimenter jusqu’à 7 millions de foyers. Celui estimé à 25 milliards de livres sterling — soit presque 29 milliards d’euros — d’une installation photovoltaïque de 7 GW — et éolienne de 3,5 GW — complétée par du stockage par batterie de 5 GW/20 GWh dans la région saharienne de Tan-Tan. Et reliée au Royaume-Uni — du côté du Devon — par une ligne de transport courant continu haute tension (HVDC). Une ligne de pas moins de 3 800 mètres qui devait devenir la plus longue liaison électrique sous-marine du monde.

Le projet de ligne sous-marine continuera-t-il sans le soutien du gouvernement ?

Xlinks avait sollicité le soutien du gouvernement. Lui demandant de lui accorder un contrat pour différence (CfD) sur une durée de 25 ans. Un contrat qui lui aurait garanti un tarif supérieur au prix moyen de l’électricité britannique. Mais, après une « évaluation approfondie » et compte tenu du « niveau élevé de risque inhérent » au projet, le ministère britannique de la Sécurité énergétique et de la Neutralité Carbone (DESNZ) vient d’annoncer qu’il n’accèderait pas à cette demande. « Le projet ne s’alignant pas clairement avec la stratégie de développer l’électricité locale au Royaume-Uni. »

Dans un communiqué, Xlinks se déclare « profondément déçu », mais aussi « extrêmement surpris » de cette décision. Selon les estimations de la société britannique, le projet promet en effet « de réduire les prix de gros de l’électricité de plus de 9 % dès la première année – alors même que ces prix sont parmi les plus élevés au Royaume-Uni —, d’engendrer une valeur socio-économique de 20 milliards de livres sterling — soit environ 23,6 milliards d’euros —, dont 5 milliards de livres sterling — quelque 5,9 milliards d’euros — injectés dans les industries vertes du Royaume-Uni, de couvrir 8 % des besoins en électricité du pays à un moment où la demande explose, de réduire les émissions de CO₂ du secteur électrique d’environ 10 % dès la première année, et d’accroître la sécurité énergétique grâce à une diversification accrue de l’approvisionnement et à une dépendance réduite aux importations de gaz. »

Toujours selon le communiqué de Xlinks, « plus de 100 millions de livres sterling — de l’ordre de 118 millions d’euros — ont déjà été investis par des acteurs majeurs du secteur de l’énergie dans le développement du projet ». Et le développeur britannique ne compte donc pas abandonner le projet. Il bénéficie d’ailleurs d’un accord de raccordement de 3,6 GW avec National Grid.

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Vous les avez peut-être aperçues lors de la dernière vague de chaleur, ces fenêtres recouvertes à la hâte d’un film argenté. Il s’agit souvent de couvertures de survies scotchées sur les vitrages recevant beaucoup de soleil et dépourvus de volets. Une technique « de secours » plutôt efficace pour limiter le réchauffement d’une pièce.

En l’absence de climatisation, certains locaux deviennent invivables durant une canicule. C’est particulièrement le cas des locaux dont les vitrages sont très exposés au rayonnement solaire et ne peuvent pas être occultés par des volets. Leurs occupants cherchent alors des astuces pour réduire la température. Sur les réseaux sociaux, certains vantent une solution particulièrement économique et simple à mettre en place : la couverture de survie. Vendu quelques euros, ce film peut être appliqué sur une fenêtre pour refléter les rayons du soleil. Mais comment cela fonctionne ?

Éviter l’effet de serre

La couverture de survie possède deux faces distinctes, l’une dorée et l’autre argentée. Dans son usage médical habituel, la face argentée tournée vers soi retient la chaleur du corps, tandis que la dorée vers soi en limite l’absorption. Le même principe est exploité dans son usage détourné, lors d’une canicule. La face argentée est ainsi orientée vers l’extérieur (attention à bien la placer sur la face externe de la vitre), et la couverture agit comme un miroir thermique et optique : elle réfléchit la majeure partie des rayons solaires qui viennent frapper vos vitres.

Ce phénomène, appelé réflectance, empêche la lumière de pénétrer dans la pièce et réduit ainsi l’effet de serre à l’intérieur. Résultat : la hausse de la température intérieure est limitée par rapport à un vitrage laissé nu. La différence est nettement perceptible sur les grandes baies vitrées orientées plein sud sans aucun obstacle et sur les fenêtres de toit.

Repenser nos fenêtres ?

En attendant une rénovation ou des aménagements plus pérennes, la couverture de survie reste une solution économique et facile à mettre en œuvre. Mais elle n’est pas très esthétique ni très durable. L’idéal reste l’installation de volets, de stores, pergolas, persiennes, ou tout autre aménagement permettant d’éviter que le soleil ne frappe directement le vitrage.

Un point qui ne retient pas toujours l’attention des architectes ni de leurs clients. De nombreux bâtiments, notamment des bureaux et bâtiments publics, sont dépourvus de moyens permettant d’occulter ou d’ombrager les fenêtres en été. Ils se transforment alors en véritable four solaire. Si le bâtiment est équipé d’un système de climatisation, la température est maintenue supportable au prix d’un forte hausse de la consommation électrique. S’il ne l’est pas, les locaux peuvent devenir inhabitables.

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L’Irlande mise de plus en plus sur les énergies renouvelables, en particulier l’éolien qui constitue désormais plus de 37 % de son mix électrique. C’est ce qui lui permet aujourd’hui d’arrêter son unique centrale à charbon et de se débarrasser définitivement de la source d’énergie la plus polluante.

Juin dernier, l’Irlande a annoncé la fin de la production d’électricité au charbon de la centrale électrique de Moneypoint dans le comté de Clare : la plus grande du pays et la seule qui tourne au charbon. Exploitée par l’Electricity Supply Board (ESB), l’entreprise énergétique publique irlandaise, celle-ci a alimenté le pays pendant 40 ans, avec une puissance totale de 915 MW répartie sur trois unités de 305 MW chacune.

Le combustible noir a longtemps assuré une bonne partie de l’approvisionnement électrique du pays. À son apogée, Moneypoint fournissait jusqu’à un tiers des besoins du pays. Mais avec les importations et l’arrivée des renouvelables, cette dépendance a fortement diminué.

Du charbon au pétrole

Si la centrale abandonne définitivement le charbon, cela ne signifie pas pour autant qu’elle cesse toute activité polluante. Au cours des quatre prochaines années encore, elle fonctionnera occasionnellement au fioul lourd en tant que centrale de secours, sous la supervision d’EirGrid, le gestionnaire du réseau électrique irlandais. Cette conversion au pétrole a été validée en 2024 par An Bord Pleanála, l’autorité irlandaise chargée des projets d’aménagement.

Ces quatre années correspondent en quelque sorte au délai estimé par EirGrid pour mettre le réseau électrique à niveau face à l’intégration massive des énergies renouvelables. « Pendant cette période de transition, il est important que nous maintenions un approvisionnement sûr en électricité » a d’ailleurs déclaré Cathal Marley, directeur général du gestionnaire du réseau irlandais.

Ainsi, passé le 31 mars 2029, la centrale abandonnera définitivement toutes les énergies fossiles. D’autres projets « verts » sont déjà prévus sur le site, notamment dans le cadre du projet Green Atlantic annoncé par le gouvernement en 2021. L’objectif : faire de Moneypoint un grand hub dédié aux énergies renouvelables grâce à un investissement de plusieurs milliards d’euros. Par ailleurs, une première étape de ce plan a déjà été franchie avec l’installation d’un compensateur synchrone, une machine équipée du plus grand volet d’inertie au monde, destinée à stabiliser le réseau électrique.

Le sixième pays à avoir éliminé le charbon en Europe

Avec cette annonce, l’Irlande devient ainsi le sixième pays européen à avoir éliminé complètement le charbon de son mix. Avant elle, la Belgique, l’Autriche, la Suède, le Royaume-Uni et le Portugal ont déjà franchi ce cap. C’est aussi le quinzième pays européen sans charbon, puisqu’à part les nations citées, neuf autres n’en ont jamais exploité.

D’ici 2030, dix autres États européens devraient aussi être déjà sortis de cette source, dont la France. Pour l’hexagone, la sortie définitive est prévue pour 2027. À savoir que sur le vieux continent, quatre pays n’ont pas encore entamé de démarche vers une sortie progressive du charbon : la Bosnie-Herzégovine, le Kosovo, la Pologne et la Turquie.

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Les fournisseurs alternatifs peinent à séduire face au tarif réglementé de l’électricité proposé par EDF. Dans son dernier observatoire des marchés de détail, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) constate que la dynamique concurrentielle sur le marché de l’électricité continue de s’éroder.

La cause de ce phénomène : la baisse historique de 15 % des tarifs réglementés de vente d’électricité (TRVE), appliquée le 1ᵉʳ février 2025. Cette réduction, préconisée par la CRE pour refléter la chute des prix de gros, a freiné le développement des offres de marché. Résultat : seuls 206 000 foyers ont basculé vers une offre alternative entre janvier et mars, contre 302 000 le trimestre précédent. Dans le même temps, la baisse du nombre de clients des TRVE a ralenti : -135 000 au T1 2025, contre -212 000 au T4 2024.

Le régulateur signale aussi que cette chute des TRVE peut avoir affecté l’attractivité des offres concurrentes : seules 16 d’entre elles étaient moins chères que l’option heures pleines/heures creuses début février, contre 59 avant la baisse. Ce chiffre est néanmoins remonté rapidement à 41 fin mars.

Aujourd’hui, 57 % des ménages — soit environ 20 millions de foyers — restent fidèles aux tarifs réglementés. Les offres de marché, parfois encore plus chères, ne séduisent qu’une minorité. Pourtant, certaines promettent des remises de 5 à 8 %, mais rarement davantage, alors qu’elles pouvaient atteindre jusqu’à -30 % fin 2024, en anticipant mieux la détente des prix sur les marchés.

Vers la fin des tarifs réglementés de l’électricité ?

Autre signal : la répartition entre fournisseurs historiques et alternatifs reste stable, note la CRE. Autrement dit, les nouveaux entrants peinent à grignoter des parts de marché. Et la fin de l’Accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH) fin 2025 modifiera l’accès au nucléaire pour les concurrents d’EDF.

La CRE envisage une nouvelle légère baisse des TRVE dès le 1ᵉʳ août, si les conditions de marché le permettent. Dans ce contexte, la Commission reste attentive. Le régime dérogatoire encadrant les TRVE arrive à échéance fin 2025 et la Commission européenne devra alors statuer sur leur maintien ou leur suppression.

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Il y a quelques mois, l’Espagne et le Portugal. Puis la Macédoine. Et désormais la République tchèque. En Europe, les black-out se multiplient. Faut-il s’en inquiéter ?

Un black-out, dans le jargon des énergéticiens, ça correspond à l’effondrement d’un réseau électrique. Une panne généralisée qui peut durer plusieurs heures. Il s’en est produit un le 28 avril 2025. L’Espagne et le Portugal ont été touchés. La quasi-totalité de la péninsule ibérique a été plongée dans le noir. Et l’événement a fait la une des journaux. Mais d’autres black-out moins médiatisés se sont produits en Europe ces derniers mois. En Macédoine, à la fin du mois de mai dernier, par exemple.

La République tchèque privée d’électricité

Le dernier black-out en date, c’est celui qui a privé le nord-ouest de la République tchèque et une bonne partie de Prague d’électricité de 12 à 15 h ce vendredi 4 juillet 2025. Pas grand monde n’en a parlé. Pourtant, il mérite qu’on s’y intéresse. En République tchèque, l’éolien et le solaire, régulièrement accusés de mettre en péril l’équilibre des réseaux, ne représentent pas plus de respectivement 1 et 3 % du mix électrique. Pour s’approvisionner, le pays compte surtout sur le charbon et le nucléaire. Alors que s’est-il passé ?

Selon les premières analyses, le black-out en République tchèque a commencé par la chute d’un conducteur sur une ligne à très haute tension puis par la mise hors tension de cette ligne. Le tout entraînant une cascade de déconnexions des unités de production. Et les surcharges réseaux qui vont avec. Pour finir par une perte d’alimentation sur une région tout entière. Une panne, donc, sur une seule ligne a suffi à interrompre le transport de l’électricité à grande échelle.

La règle de sûreté du N-1 pas respectée ?

Selon la règle du N-1, cela ne devrait pas être possible. Cette règle, c’est une règle de sûreté. Elle énonce que la perte d’un seul ouvrage sur le réseau — qu’il s’agisse d’une ligne ou d’un poste électrique — ne doit en aucun cas empêcher l’électricité de continuer à circuler. Un plan B doit être mis en œuvre. Un itinéraire bis doit exister qui permet à l’électricité d’être malgré tout distribuée partout.

Est-ce à dire que le réseau tchèque ne respecte pas cette règle du N-1 ? Sur le papier, si. Mais le black-out survenu en ce début juillet prouve qu’entre la théorie et la réalité opérationnelle, il y a un gap. La conclusion, c’est qu’il se peut que la redondance sur le réseau tchèque soit suffisante sur le papier, mais insuffisante dans le monde réel. Il est également probable que le réseau électrique du pays ait déjà fonctionné, au moment de la panne, dans des conditions dégradées. Plusieurs facteurs ont pu finir par avoir raison de la règle du N-1.

Manque d’investissement dans la modernisation des réseaux électriques

Des infrastructures vieillissantes — une modernisation de la ligne incriminée est prévue par le gestionnaire du réseau tchèque depuis 2016, avec des travaux qui devraient finalement débuter en… 2026 — aux architectures dépassées. Des hypothèses et des schémas de charge du réseau un peu datés. Des logiciels opérationnels qui mériteraient quelques mises à jour. Et des ressources énergétiques distribuées (RED) de plus en plus nombreuses avec une production solaire bien plus importante — de l’ordre de 25 % — que la moyenne le jour J. De quoi permettre qu’une toute petite défaillance — sur une ligne haute tension clé, tout de même — fasse basculer le système.

Ces black-out à répétition devraient sans doute attirer notre attention sur la manière dont nos réseaux électriques ont été conçus. Pour être efficace plus que pour être résilients. Un principe de base qui, à l’heure du réchauffement climatique et de la transition énergétique, semble dépassé. Car les pannes risquent bien de se multiplier. Et la question à laquelle doivent répondre les responsables des réseaux et les politiques, c’est : nos réseaux pourront-ils y survivre ? Pour l’heure, en tout cas, au moins certains d’entre eux montrent assez clairement les signes d’un manque d’adaptabilité aux contraintes modernes…

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Alors que l’Union européenne a relevé ses ambitions climatiques via la directive RED III, la France prend toujours plus de retard. Si elle atteint enfin, en 2024, son objectif de 23 % d’énergies renouvelables fixé pour 2020, la dynamique ralentit et l’écart se creuse avec les nouveaux objectifs pour 2030.

D’après les données provisoires publiées fin juin par les ministères de la Transition écologique et de l’Aménagement du territoire, les énergies renouvelables représentaient 23 % de la consommation finale brute d’énergie en 2024. Une progression de seulement 0,6 point par rapport à 2023, bien en deçà de la hausse de 1,8 point observée l’année précédente.

Ce ralentissement s’explique par deux facteurs : une croissance moins dynamique de certaines filières, notamment le photovoltaïque (+8,3 % en 2024 contre +11,2 % en 2023), et une légère reprise de la consommation finale brute d’énergie (+0,7 %), qui avait pourtant tendance à baisser ces dernières années.

L’objectif 2030 est de moins en moins atteignable

Si la France peut se féliciter d’avoir, avec quatre ans de retard, atteint les 23 % exigés par la directive européenne RED I pour 2020, elle reste loin des nouveaux objectifs fixés pour 2030. En effet, la directive révisée RED III (Renewable Energy Directive III), adoptée à l’échelle européenne en 2023, impose désormais un objectif contraignant de 42,5 % d’énergies renouvelables dans la consommation finale à horizon 2030, avec une ambition portée à 45 % via un mécanisme incitatif. La France, quant à elle, n’a toujours pas transposé cette exigence dans son droit national. Sa loi énergie-climat fixe encore un objectif à 33 %, un niveau désormais obsolète au regard du nouveau cadre européen.

L’écart entre les ambitions européennes et les engagements français devient donc un sujet préoccupant. Non seulement la trajectoire actuelle ne permet pas d’atteindre les objectifs de RED III, mais la dynamique elle-même semble s’essouffler. Le risque : voir la France s’exposer à des procédures d’infraction de la part de la Commission européenne.

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Y aura-t-il vraiment des éoliennes, au large de l’île d’Oléron ? C’est à se demander, tant les entreprises font défaut pour répondre à l’appel d’offre AO7. Une situation qui témoigne de l’instabilité actuelle autour de l’éolien.

Le projet de parc éolien au large de l’île d’Oléron semble être dans une mauvaise posture. Issu de l’appel d’offre AO7, il semble que 8 de ses 9 candidats présélectionnés en 2023 se soient désistés, selon les informations de La Tribune. Le fait qu’il ne reste qu’un seul candidat met à mal le principe de mise en concurrence. De plus, si le candidat restant ne parvient pas à remplir tous les critères, le projet n’aboutira tout simplement pas. Le préfet de Charente-Maritime a reconnu que le prix plafond de l’électricité de l’appel d’offre (100 € par mégawattheure) n’était pas assez attractif. Néanmoins, il a tenu un discours rassurant en expliquant que si l’appel d’offre venait à échouer, une procédure accélérée pourrait prendre le relais.

Pour rappel, ce projet éolien offshore est le plus éloigné des côtes françaises avec une distance minimale de 39 km. D’une puissance totale avoisinant 1000 MW, il devrait comporter entre 40 et 72 éoliennes sur une surface totale retenue de 180 km². Après un lancement en 2022 et une présélection de candidats, le cahier des charges final avait été publié en décembre 2024 pour une remise des offres prévue début avril 2025. Désormais, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) serait en train d’analyser la ou les offres qu’elle a reçues. Le verdict est attendu pour le courant de l’année 2025.

Difficultés techniques et climat politique instable

La situation de l’appel d’offre AO7 n’est pas tout à fait nouvelle. Certes, le climat d’incertitude politique actuel autour du développement des énergies renouvelables joue sans doute un rôle, mais le problème est plus ancien que cela. Déjà, en 2024, l’appel d’offre Bretagne-sud avait vu 4 de ses 10 candidats présélectionnés se désister, y compris le lauréat de l’appel d’offre.

Si, pour le parc d’Oléron, la situation est pire, c’est en partie à cause des difficultés techniques de ce projet, et en particulier sa profondeur. Ainsi, celle-ci a été estimée à environ 60 mètres. On est donc loin des 12 à 25 mètres de profondeur du parc de Saint-Nazaire, ou des 30 mètres de moyenne du parc de Saint-Brieuc. Il y aurait également eu des incertitudes sur la zone d’implantation possible des éoliennes, pendant les phases de dialogue, rendant possible une absence d’accord ultérieur avec RTE. De manière plus générale, la complexité du montage contractuel et financier des appels d’offres sur l’éolien offshore est souvent pointée du doigt. L’ensemble de ces éléments participe à la difficulté, pour les entreprises concernées, d’atteindre des garanties financières suffisantes à la poursuite du projet.

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