Maillon essentiel de la filière française de recyclage nucléaire, l’usine Melox a failli la conduire à la catastrophe, quand sa cadence a brusquement chuté à la fin des années 2010. Heureusement, Orano est parvenu à relever la barre, et l’usine est en pleine transformation pour répondre aux besoins de la filière au-delà de 2040. 

À Marcoule, site emblématique de la filière nucléaire française, on retrouve de nombreuses activités, et en particulier la production de combustible MOx (Mixed Oxide) grâce à l’usine Melox. Celle-ci fabrique des assemblages de combustibles à base de plutonium et d’uranium appauvri (moins de 10% de plutonium pour 90 % d’uranium appauvri), ce qui permet notamment de recycler le plutonium issu des réacteurs nucléaires français.

Le site a donc une importance capitale dans la gestion des déchets radioactifs. Pour cette raison, en 2022, Orano a décidé de lancer le programme GoMOx, visant à moderniser l’usine Melox pour y assurer la production de combustible MOx au-delà de 2040. Ce programme, d’un montant total proche de 400 millions d’euros, a pour objectif d’augmenter la production annuelle de MOx et d’atteindre les 125 tonnes par an d’ici 2030. Outre cette hausse de production, toutes les unités de production critiques doivent être doublées afin de fiabiliser le fonctionnement de l’usine et d’éviter les arrêts. D’ailleurs, la première des trois boîtes à gants prévues devrait bientôt être installée. Celle-ci affiche des mensurations hors norme avec 10 mètres de hauteur pour 50 tonnes.

Une usine de MOx qui revient de loin

Malgré cette dynamique positive, le destin de l’usine Melox a failli être tout autre. En regardant de plus près les chiffres de production annuelle du site, on constate une baisse soudaine de plusieurs années, de 2018 à 2022. Et pour cause, cette cassure de la production est le symbole d’une série d’évènements qui auraient pu avoir des conséquences catastrophiques sur toute l’industrie nucléaire française.

Tout a commencé en 2013, lorsque le site a changé de fournisseur de poudre d’uranium. La nouvelle poudre d’uranium, obtenue grâce à un procédé différent dans l’usine Lingen d’Orano, en Allemagne, affichait une granulométrie beaucoup plus fine que celle initialement produite au Tricastin. Ce changement, associé à des réductions d’effectifs et des pertes de compétences, a conduit à d’importants problèmes de qualité du combustible.

Baisse drastique de la production de MOx

Les pastilles de MOx produites affichaient des problèmes d’homogénéité de la teneur en plutonium. Certains assemblages radioactifs ont été classés non conformes, les rendant impropres à l’utilisation en réacteur. Cette situation a non seulement entraîné une baisse drastique de la production de MOx, tombant de 124 tonnes en 2013 à 51 tonnes en 2021, mais a également engendré une quantité massive de déchets. Ces rebus hautement radioactifs, car contenant du plutonium, ont entraîné une saturation des capacités d’entreposage de matières plutonifères à La Hague.

Heureusement, de nouveaux sites d’entreposage supplémentaires ont pu être créés à La Hague pour permettre ce stockage des déchets. Finalement, Orano est parvenu à redresser la barre en changeant de fournisseur, et en créant une nouvelle unité de production de poudre d’uranium sur le site de Malvési, près de Narbonne. La production annuelle est de nouveau en augmentation et a atteint 82 tonnes en 2023.

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Véritable bouleversement à l’échelle mondiale, l’intelligence artificielle inquiète par son développement massif, et sa potentielle consommation électrique. Pourtant, l’histoire récente nous montre que les futures évolutions technologiques pourraient largement réduire ces potentiels besoins électriques. 

La révolution de l’intelligence artificielle ne cesse de faire débat, en particulier à cause des perspectives de consommation énergétique qui y sont associées. Il faut dire qu’en moyenne, une requête auprès de ChatGPT consommerait six fois plus d’électricité qu’une recherche classique via Google. Face à cette explosion de l’IA, de nombreux observateurs craignent une consommation électrique qui pourrait avoir des conséquences climatiques directes, voire même créer des conflits d’usages du fait de fortes tensions sur le réseau électrique. Dans un récent rapport, The Shift Project n’a pas hésité à mentionner une multiplication par trois de la consommation des datacenters entre 2023 et 2030 à l’échelle mondiale.

De son côté, Thomas Veyrenc, membre du directoire de RTE, a pris la plume pour tenir un discours moins alarmiste sur la question, par le biais d’un poste sur le réseau Linkedin. D’abord, il rappelle que toutes les annonces, en particulier en matière de raccordement, ne doivent pas être prises pour argent comptant. Par exemple, un grand nombre de demandes de raccordement ont été doublées par des porteurs de projet, ce qui a tendance à gonfler les chiffres. D’autre part, on observe qu’à l’heure actuelle, les centres de données raccordés en France ne consomment que 5 TWh, soit environ 20 % de la capacité réseau qui leur a été attribuée.

Des évolutions technologiques difficiles à modéliser

Outre ces paramètres qui rendent difficiles les estimations de la consommation des centres de données à moyen et long terme, un autre paramètre vient perturber les modélisations : l’évolution des technologies.

À l’échelle de la France, depuis la fin des années 90, de nombreuses alertes ont été données sur le futur poids du numérique sur la consommation électrique de la France. Un rapport gouvernemental de décembre 2008 indiquait par exemple que la consommation des technologies de l’information et de la communication (TIC) représentait, en 2007, un peu moins de 60 TWh d’électricité par an. Ce même rapport prévoyait une hausse de la consommation électrique des TIC jusqu’à atteindre 20 % de la consommation française en 2012. Mais en 2025, l’ADEME a évalué l’impact du numérique sur l’environnement. Dans ce rapport, l’agence pour l’environnement a calculé une consommation d’électricité de l’ordre de 51,5 TWh pour le numérique, soit 11 % de la consommation française.

Des appareils moins énergivores qu’avant

Cette baisse de la consommation entre 2007 et 2022 s’explique par une transformation des usages, et une progression technologique colossale. Pour s’en convaincre, il suffit de comparer différents équipements de l’année 2007 à des appareils plus récents. On constate alors, en partant sur la même hypothèse d’utilisation journalière, qu’un ordinateur portable de 2007 (Lenovo ThinkPad X61) consomme trois fois plus, en moyenne, qu’un ordinateur portable actuel de gamme similaire (MacBook Pro). Pourtant, ce dernier affiche une puissance 19 fois supérieure ! La différence est encore plus impressionnante, quand on compare le PC portable de 2007 à un smartphone actuel (Apple iPhone 15 Pro). Ce dernier reste 10 fois plus puissant, malgré une consommation cinq fois plus faible. On peut d’ailleurs faire un constat similaire au sujet des téléviseurs. La puissance moyenne de téléviseurs de 42 pouces est passée d’environ 300 W en 2007 à environ 100 W en 2025, selon les technologies.

Ainsi, on peut imaginer que l’explosion des usages numériques devrait nécessairement conduire à une augmentation de la consommation d’électricité à travers le monde. Néanmoins, cette consommation pourrait être atténuée par les progrès technologiques, que ce soit en termes de matériel ou de logiciel.

Le cas de la France

En termes de production électrique, tous les pays ne sont pas logés à la même enseigne, en témoigne ce projet d’hôtel, en Belgique, qui pourrait ne pas être raccordé, la faute à un réseau saturé. Mais à ce sujet, le réseau électrique français bénéficie d’une excellente réputation. En plus d’être très peu carboné, ses quelque 89 TWh d’électricité exportés en 2024 témoignent de la capacité d’EDF à alimenter une forte croissance des usages numériques à moyen terme, voire à long terme, sans empiéter sur la décarbonation des autres usages.

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Avec la croissance des énergies renouvelables, l’Union française de l’électricité (UFE) formule quinze recommandations pour déployer massivement les flexibilités.

Assurer à chaque instant l’équilibre entre production et consommation : telle est la mission première d’un système électrique et de ses responsables d’équilibre. Pour atteindre justement cet équilibre en temps réel, les flexibilités comblent, dans un sens ou dans l’autre, l’écart entre production et consommation. Avec la montée en puissance des énergies renouvelables intermittentes, la production s’adapte moins à la consommation. L’Union française de l’électricité (UFE) publie ainsi un document de recommandations pour considérer les flexibilités déployables dès aujourd’hui.

La modulation de la production, le pilotage de la demande, le stockage et les interconnexions sont autant de familles de flexibilités. Les centrales pilotables (nucléaire, hydraulique ou thermique) couvrent encore une grande part des besoins de modulation là où la modulation de la consommation doit encore monter en puissance. L’UFE mise désormais sur le pilotage à distance : bornes de recharge, électrolyseurs, pompes à chaleur ou bâtiments intelligents. Ces technologies permises notamment par les compteurs Linky pourront déplacer les consommations vers les heures les moins tendues sur le réseau.

Avoir les bons indicateurs et déployer certaines flexibilités

L’UFE propose de monitorer les volumes modulés suivant l’activité sur les marchés d’ajustement, le déploiement des capacités de stockage ou encore le nombre d’offres de fourniture dynamiques. Le lobby plaide pour les intégrer à l’observatoire de l’électrification prévu dans la future PPE.

Enfin, l’UFE livre quinze recommandations comme : garantir la stabilité et la neutralité technologique des mécanismes de marché, encourager les investissements flexibles via des appels d’offres bonifiés, faciliter l’accès à la donnée énergétique ou faire évoluer la tarification réseau (heures pleines/heures creuses) pour inciter au décalage des usages. L’UFE appelle également à accélérer la mise en œuvre du contrat d’accès au réseau pour le stockage et à renforcer les interconnexions européennes.

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Malgré des émissions de CO₂ qui restent record, la Chine continue de sortir les grands moyens pour bâtir sa transition énergétique. Elle vient de lancer les travaux d’une ligne à haute tension et courant continu de plus de 2600 km pour acheminer l’électricité renouvelable du Tibet vers les industries proches de Hong Kong.

Dans la famille des records chinois en matière de production d’énergie, nous demandons l’une des plus grandes lignes à haute tension et courant continu au monde. Le pays vient, en effet, de lancer la construction d’une ligne électrique aux caractéristiques impressionnantes, à savoir :

• 2681 kilomètres de longueur,
• 10 GW de capacité,
• 800 kV de tension.

Pour un budget de 7,1 milliards d’euros, cette toute nouvelle ligne électrique va permettre d’acheminer l’électricité des grands sites de production d’énergie renouvelable tibétains vers la province du Guangdong, qui borde Macao et Hong-Kong.

Une construction complexe en un temps record

Il ne s’agira pas de la plus grande ligne HVDC terrestre au monde. Ce record est détenu par une autre liaison chinoise, qui relie Changji à Guquan depuis 2019. D’une longueur de 3324 kilomètres, elle affiche également une puissance légèrement supérieure avec 12 GW. Néanmoins, cette nouvelle ligne est remarquable par plusieurs aspects. D’abord, elle nécessite la construction de quatre stations de conversion. Côté tibétain, les stations seront situées à Chamdo et Lhassa, tandis qu’à l’est, elles seront créées à Guangzhou et Shenzhen.

Du fait de la géographie particulièrement complexe de la Chine, cette ligne à haute tension devra être déployée dans des zones montagneuses pour 90 % de son tracé, et même en haute montagne à hauteur de 30 %. Malgré ces contraintes exceptionnelles, le pays n’a prévu que 5 ans de travaux, et espère mettre la ligne en service en 2029.

Relier l’ouest à l’est en 9 milisecondes

Selon les données publiées, cette ligne devrait permettre à l’électricité de parcourir les 2600 km de la ligne en seulement 9 millisecondes. La création de cette ligne HVDC s’intègre dans un programme énergétique plus vaste du pays, qui consiste à créer des liaisons transversales dans le pays. Et pour cause, si la majorité des industries et des gros consommateurs d’électricité sont situés sur la côte est de la Chine, les régions étendues de l’ouest sont les zones les plus adaptées pour produire de l’électricité décarbonée.

Malgré sa puissance remarquable, la construction de cette ligne devrait d’ailleurs en amener d’autres. Par exemple, elle ne pourra transmettre qu’un tier de la production du futur plus grand barrage au monde, et ses 60 GW.

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En Chine, une nouvelle éolienne flottante s’apprête à battre tous les records de puissance unitaire. Si le cap symbolique des 30 MW n’a pas encore été franchi, un modèle récemment présenté vise déjà la barre des 50 MW. Une prouesse rendue possible grâce à un concept audacieux du fabricant : un système à double rotors.

OceanX : ce nom n’est pas nouveau. Il s’agit de la fameuse éolienne « à deux têtes » conçue par le turbinier chinois Ming Yang Energy, dont nous avons déjà parlé à plusieurs reprises. Inédite par sa forme, elle est munie de deux rotors installés aux extrémités d’une structure en forme de V, le tout fixé sur une base flottante unique. Ce modèle, d’une puissance totale de 16,6 MW (soit 8,3 x 2), a été mis en service en décembre dernier, à 70 kilomètres au large de Yangjiang, dans la province du Guangdong.

Maintenant, imaginez une version beaucoup plus grande de ce même produit, un modèle d’une puissance de 50 MW. C’est ce que l’entreprise compte construire dès 2026. Cette version XXL d’OceanX a été dévoilée durant une conférence industrielle à Pékin le 21 octobre dernier.

Une puissance deux fois supérieure au record actuel

Il faut croire que Ming Yang n’a pas peur de voir grand. Chacun des deux rotors d’OceanX affiche une puissance de 25 MW, soit presque autant que l’éolienne offshore la plus puissante actuellement en service. Ce record est détenu par un modèle de Dongfang Electric, d’une puissance de 26 MW, qui alimente près de 55 000 foyers depuis un site d’essai dédié.

Tout comme sa version plus modeste, le géant OceanX a été conçu pour résister aux typhons. Elle doit sa robustesse à son système d’ancrage unique, capable de faire pivoter la structure flottante afin qu’elle s’oriente automatiquement face au vent. D’ailleurs, le plus petit dispositif a déjà fait ses preuves en termes de résistance. En septembre, l’entreprise a annoncé que celui-ci avait résisté au super typhon le plus violent de la saison 2025 dans le Pacifique nord-ouest.

Vers une production en masse d’ici 2026

Ming Yang prépare déjà la commercialisation de son nouveau modèle. La production en série devrait démarrer dès 2026 dans la province du Guangdong, avec un objectif initial de 50 unités par an. À terme, l’entreprise prévoit d’augmenter son rythme à 150 turbines par an pour répondre à la demande mondiale croissante.

D’ailleurs, afin de mieux explorer le marché, le turbinier compte s’implanter hors de Chine. Il a ainsi annoncé un investissement de 1,7 milliard d’euros pour la construction d’une usine en Écosse. La première phase du projet portera sur l’installation des chaînes de production de nacelles et de pales, avec un lancement prévu d’ici fin 2028. Par la suite, le site accueillera les lignes de fabrication dédiées aux éoliennes flottantes, ainsi que les unités de production des systèmes de contrôle et composants électroniques.

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Alors que la chaleur industrielle représente un quart de la consommation énergétique finale mondiale, cette entreprise propose sa solution pour décarboner le secteur. Son idée est de stocker la chaleur solaire dans une immense batterie thermique afin de la restituer à tout moment, même la nuit. Mais sa première installation majeure, paradoxalement, servira à un acteur du pétrole.

Sable, brique, graphite, céramique ou encore argile : ces matériaux ont un point commun, leur forte capacité thermique, autrement dit leur aptitude à stocker l’énergie sous forme de chaleur. En Californie, la société Rondo Energy exploite un de ces éléments pour produire de la chaleur industrielle à haute température. Elle utilise des briques réfractaires comme élément de base de sa batterie thermique. Le système est destiné à remplacer les chaudières à combustible fossile au sein des installations industrielles.

Le 16 octobre dernier, Rondo Energy a annoncé la mise en service commerciale de ce qui serait la plus grande batterie thermique industrielle au monde. Sa capacité de stockage est de 100 MWh, soit l’équivalent de la chaleur fournie par 10 000 systèmes de chauffage domestique. Ce projet, qui se veut vert, promet de réduire les émissions de CO₂ de 13 000 tonnes par an. Pourtant, la chaleur décarbonée délivrée par le système alimentera Holmes Western Oil Corp, une usine spécialisée dans l’extraction pétrolière.

Un radiateur solaire géant

Le principe de la batterie thermique Rondo est simple : elle fonctionne comme un immense radiateur solaire. Le système est alimenté par une centrale photovoltaïque de 20 MW installée sur le site et se rechargerait uniquement durant « les six heures d’électricité les moins chères de la journée ».

L’électricité captée alimente des radiateurs électriques qui convertissent l’énergie électrique en chaleur avec un rendement de 100 %. Cette chaleur est ensuite transférée à des milliers de tonnes de briques réfractaires par rayonnement thermique. L’énergie peut être conservée à plus de 1 000 °C pendant plusieurs heures ou plusieurs jours, avec une perte inférieure à 1 % par jour. C’est ce qui permet au système de fournir une chaleur constante, y compris la nuit.

Pour restituer cette énergie stockée, un flux d’air est mis en circulation à travers le bloc de briques. Par convection, l’air s’échauffe et transmet sa chaleur à un circuit d’eau, générant ainsi de la vapeur à haute pression qui est directement injectée dans les puits de pétrole afin d’augmenter la production de l’usine. L’opération était auparavant assurée par une chaudière au gaz fossile.

D’autres projets en cours, et une version XXL

Si l’installation californienne marque la première réalisation d’envergure de Rondo Energy, la technologie est en cours de déploiement dans plusieurs continents. Elle est notamment présente en Amérique du Nord, en Europe, en Asie et en Australie via des projets ciblant des secteurs industriels parmi les plus énergivores et les plus difficiles à décarboner (la chimie, biocarburants, agroalimentaire et ciment).

L’entreprise prépare également une version plus grande de sa batterie thermique. Celle-ci affiche une capacité de 300 MWh. Ce système éliminerait « autant de carbone que plus de 8 500 véhicules électriques », clame l’entreprise.

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Ancien fleuron de l’industrie nationale, le parc hydroélectrique français va enfin avoir droit à une cure de jouvence. Alors qu’un accord de principe a enfin été trouvé concernant l’avenir des concessions hydroélectriques, EDF s’apprête à reprendre les investissements pour moderniser ses barrages. Objectif : augmenter la puissance totale du parc de 20 %.

Le bras de fer semble enfin fini, entre la France et l’Union européenne, au sujet des barrages hydroélectriques tricolores. Conséquence de cette longue bataille juridique, les investissements étaient presque tous bloqués depuis plusieurs années. Mais en août, sous l’impulsion de François Bayrou, un accord de principe a enfin été trouvé, permettant de déverrouiller la situation. Cet accord repose sur trois points :

• Transformation des régimes de concession en régimes d’autorisation,
• Possibilité de maintenir les exploitations en place,
• Mise à disposition, par EDF, de 6 GW de capacité de production virtuelles mises aux enchères sous le contrôle de la Commission de régulation de l’énergie.

Si les contours de cet accord de principe ne sont pas encore parfaitement dessinés, les voyants sont enfin au vert pour faire évoluer et rénover le parc hydroélectrique français, qui dépend à 80 % d’EDF. D’ailleurs, l’hydroélectricité devrait redevenir la priorité d’EDF, aux côtés du nucléaire. C’est en tout cas ce qu’a annoncé Bernard Fontana, PDG d’EDF depuis mai 2025, pour assainir une situation financière complexe.

EDF donne la priorité aux STEP

Bernard Fontana a indiqué vouloir lever le pied sur l’éolien et le solaire, mais mettre à niveau le parc hydroélectrique français avec une augmentation de 4 GW de capacité, ce qui représente 20 % de sa puissance totale. Cette hausse de puissance devrait être échelonnée en deux étapes, avec 2 GW d’ici 2035, et 2 GW après 2035.

Pour y parvenir, EDF compte d’abord sur la modernisation des centrales existantes. De nombreux projets de la sorte sont en cours, comme dans la centrale de Montahut, dans l’Hérault. Cette dernière va voir sa puissance passer de 90 MW à 96 MW. Dans ce cas précis, cette hausse de puissance est rendue possible par l’augmentation du débit turbiné grâce au remplacement des roues et à la modification des injecteurs. De la même manière, EDF Hydro procède actuellement à une modernisation de l’usine Laval de Cere 2 pour en augmenter la capacité de production de 10 %.

Face aux besoins de plus en plus importants en stockage d’énergie, EDF travaille également au déploiement de nouvelles STEP. Ces dernières devraient représenter 1500 MW, sur les 2000 MW prévus de nouvelles capacités prévues d’ici 2035. À Saut Mortier, des travaux vont bientôt démarrer pour y installer une turbine-pompe de 18 MW. Cette nouvelle pompe va faire du site, composé des retenues de Vouglans, Saut-Mortier et Coiselet, la première STEP à trois bassins. Mise en service prévue : 2030.

Le projet de STEP Montézic 2 dans les starting-blocks

Parmi les projets dans les cartons, l’un des plus attendus est le gigantesque chantier de Montézic 2, qui devrait faire passer la puissance totale de la STEP de Montézic de 920 MW à 1286 MW. EDF se dit « prête à investir dans des projets de développement, notamment Montézic 2, dès que le cadre législatif permettra la relance des investissements en France ». Pour rappel, Montézic 2 consiste à percer une toute nouvelle usine composée de 2 turbines-pompes réversibles de 233 MW au cœur de la montagne. Ces dernières posséderont leur propre prise d’eau avec un puits de chute de 335 mètres de haut.

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La liste des modules asiatiques désormais compatibles avec le taux de TVA à 5,5 % sur les installations photovoltaïques résidentielles s’est récemment allongée. Les fabricants, notamment chinois, ont rapidement adapté leurs chaînes de production aux nouveaux critères environnementaux français.

Depuis la parution de l’arrêté du 8 septembre 2025, le dispositif gouvernemental français prévoit qu’à partir du 1ᵉʳ octobre de la même année les installations photovoltaïques résidentielles jusqu’à 9 kWc peuvent bénéficier d’un taux de TVA réduit à 5,5 %, à condition que les modules installés respectent des critères environnementaux plus stricts.

Parmi ces critères : un bilan carbone des modules inférieur à 530 kg de dioxyde de carbone équivalent par kilowatt crête (kgCO₂eq/kWc), une teneur en argent inférieure à 14 mg/W, une teneur en plomb inférieure à 0,1 % et aucun cadmium. Aussi, l’installation doit s’appuyer sur un système de gestion d’énergie (EMS) permettant de piloter la consommation en temps réel.

Des fabricants chinois déjà aux normes

Initialement conçue pour favoriser l’autoconsommation des particuliers et dynamiser le marché solaire résidentiel français, cette TVA réduite vise également à encourager l’utilisation de modules à faible empreinte carbone et, indirectement, à relocaliser ou renforcer la production en Europe.

Or, PV Magazine révèle que plusieurs fabricants asiatiques — notamment JinkoSolar et DMEGC Solar — ont annoncé des modules conformes à ces critères et donc éligibles à la TVA à 5,5 %. Ainsi, JinkoSolar a annoncé un module de 500 Wc avec un bilan carbone de 520 kg CO₂eq/kWc, soit juste en deçà du seuil fixé. DMEGC Solar quant à lui, référence un module affichant 502,658 kg CO₂eq/kWc et respecte les autres critères environnementaux (argent, plomb, cadmium).

Un dispositif déjà rattrapé par les fabricants asiatiques

Pour les installateurs et les particuliers, cette ouverture élargit l’offre de modules éligibles à une TVA réduite, favorisant la baisse des coûts d’installation et ce, à un coût environnemental moindre, notamment tiré d’une réallocation des productions chinoises, donc les panneaux les plus verts s’orientent vers l’Europe.

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Le sabotage d’infrastructures industrielles ou énergétiques par des hackers n’est plus une lubie du septième art. Ce type de cyberattaques se multiplie, en particulier depuis la guerre en Ukraine. Dernier exemple en date : un barrage norvégien malmené pendant plus de quatre heures.

L’évènement est passé inaperçu jusqu’ici. Le 7 avril 2025, les équipes en charge du petit barrage de Risevatnet, situé à Svelgen, dans un fjord du sud-ouest de la Norvège, ont perdu le contrôle de leur installation à cause d’une attaque informatique. Pendant plus de 4 heures, des vannes ont été ouvertes, entraînant un débit, très modeste, de 500 litres par seconde. L’incident n’a eu aucune conséquence, pas même sur le lit de la rivière, dont la capacité serait de 20 000 l/s. Toutefois, il met en lumière le danger de plus en plus grand des cyberattaques sur les infrastructures, notamment énergétiques.

Dans le cas présent, les risques étaient relativement limités, car le barrage de faible capacité n’alimente qu’une ferme piscicole, et n’est pas raccordé au réseau électrique norvégien. Mais les conséquences auraient pu être bien plus grandes, si l’attaque avait, par exemple, touché l’aménagement hydroélectrique d’Ulla-Førre et son réservoir de 3 105 millions de mètres cubes d’eau. Selon les derniers éléments de l’enquête, la faille informatique serait issue d’un mot de passe trop simple, et d’une interface web mal sécurisée.

Les cyberattaques : un danger de plus en plus important pour les infrastructures énergétiques

De manière générale, les cyberattaques contre les infrastructures énergétiques ou les sites industriels en lien avec la production d’énergie sont de plus en plus nombreuses. Entre 2020 et 2022, un rapport révèle que ce type d’attaque aurait doublé. Stratégie militaire à part entière, le piratage informatique a notamment été utilisé par la Russie pour attaquer le réseau électrique ukrainien en 2022 avec le groupe de hackers Sandworm. Aux USA, plusieurs attaques ont récemment eu lieu, comme un blocage de la distribution d’eau au Texas en janvier 2024, ou en 2021, l’arrêt non prévu du Colonial Pipeline qui a perturbé l’approvisionnement de la côte est des États-Unis en carburant.

De son côté, EDF, qui doit faire face à plusieurs millions d’attaques informatiques par an, affirme ne cesser d’améliorer ses compétences en la matière. La Computer security incident response team (CSIRT) se charge de traiter les incidents de sécurité de tout le groupe EDF, et se tient constamment informée des potentielles menaces pour pouvoir y faire face dans les meilleurs délais. Depuis 2020, on retrouve également un Security Operation Center (SOC) en interne, qui surveille 24 heures sur 24 et 7 jours sur 7 l’état du réseau informatique d’EDF.

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Le jeune fournisseur d’électricité Sobry propose une offre calée sur le prix du marché de gros, heure par heure. Elle vante une liberté dans la pleine exploitation des opportunités du marché tout en exposant, elle le met moins en avant, aussi les consommateurs à une volatilité qu’ils ne maitrisent pas toujours.

Sobry se présente comme une alternative aux fournisseurs d’électricité classiques souvent accusés d’opacité et de marges excessives. Sa proposition est simple : « le prix dynamique vous donne accès au prix réel de l’électricité, heure par heure, (…) sans marge cachée ». Le tarif, indexé en temps réel, est accompagné d’un abonnement fixe (1,5 € HT par mois et par kVA) et d’un plafond censé protéger des emballements extrêmes.

En période de surproduction solaire ou éolienne, quand les prix s’effondrent, Sobry permet de payer son électricité au plus bas. Le fournisseur y voit une opportunité pour baisser la facture des consommateurs et l’intensité carbone du mix électrique.

Les abonnés exposés à des prix extrêmement volatils

Mais ce modèle « tout marché » ne convient pas à tout le monde. En exposant la facture du particulier au marché de l’électricité, Sobry expose ses clients à la volatilité d’un marché parfois imprévisible. Les flambées de prix observées ces dernières années rappellent qu’une crise géopolitique ou un hiver rigoureux peuvent faire grimper le coût du kilowattheure de façon brutale. Certes, un plafond tarifaire limite les excès mais les variations quotidiennes peuvent suffire à alourdir la facture des ménages peu flexibles, qui ne peuvent pas piloter leurs équipements pour bénéficier des prix bas voire négatifs. Cette offre ne s’adresse pas à eux.

L’offre de Sobry est donc avantageuse lorsque la consommation est largement modulable et hors période de crise. Pour profiter pleinement du modèle, encore faut-il décaler sa lessive à midi, lancer son chauffe-eau ou recharger sa voiture la nuit.

Sobry mise sur la pédagogie, la technologie et le marché pour surmonter ces obstacles : application mobile, alertes de prix (suivant trois couleurs), outils de programmation (des radiateurs…). Mais rares sont les ménages ayant une fine compréhension des marchés de l’électricité. Alors, le marché suffira-t-il à envoyer les signaux prix suffisants ? Un précédent fournisseur, Barry, avait déjà tenté de proposer une offre à tarification dynamique avant de disparaître au printemps 2022, en pleine envolée des prix de l’électricité sur les marchés.

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Près d’un quart des scientifiques du Centre national de la recherche scientifique (CNRS) travaillent sur les énergies renouvelables et particulièrement sur le solaire. La cellule énergie compte 280 laboratoires et 5 600 chercheurs.

Depuis sa création en 2012, la cellule énergie du CNRS ne cesse de grandir et de prendre une place importante dans la recherche française. Sous la direction d’Abdelilah Slaoui, elle coordonne aujourd’hui 280 laboratoires et 5 600 chercheurs du CNRS, universitaires et ingénieurs. Sa mission est de fédérer les initiatives, financer les idées émergentes et préparer les programmes de recherche à grande échelle, qu’ils soient nationaux ou européens.

Le solaire en tête

Et dans cette cellule énergie, le solaire concentre une part importante des efforts. Photovoltaïque, thermique ou solaire concentré : ce sont autant de filières où le CNRS collabore avec des acteurs industriels comme TotalEnergies ou EDF, notamment au sein de l’Institut photovoltaïque d’Île-de-France (IPVF). Les chercheurs y développent des cellules tandem capables d’optimiser la captation de la lumière avec des applications attendues d’ici trois à cinq ans, explique le directeur de la cellule énergie aux Échos.

Mais la transition ne se limite pas à l’électricité solaire. Le CNRS explore trois autres axes majeurs : l’électrification des procédés industriels, le développement de nouvelles molécules produites à partir de méthodes faiblement émettrices et la gestion intelligente de l’énergie. Leurs travaux portent ainsi sur des systèmes d’arc électrique pour la sidérurgie, sur la valorisation du véhicule électrique comme outil de stockage ou encore sur le suivi en temps réel des piles à combustible à hydrogène. Dans le domaine des batteries, un focus est notamment porté sur leur vieillissement et leur recyclabilité.

Passer à l’industrialisation

Derrière ces innovations, l’objectif est de leur permettre de passer à l’échelle industrielle. Si l’État a massivement investi dans des programmes prioritaires de recherche – hydrogène bas carbone, batteries, décarbonation de l’industrie –, le « chaînon manquant » demeure la phase de déploiement et elle repose sur les industriels et les investisseurs.

Abdelilah Slaoui aimerait qu’ils acceptent de prendre des risques comparables à ceux assumés par leurs homologues étrangers et qu’ils surmontent leur « frilosité », regrette-t-il.

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Une puissance cumulée d’au moins 1 700 GW de renouvelables est aujourd’hui bloquée dans la file d’attente de raccordement, un retard colossal qui met en péril les objectifs fixés pour 2030. L’Agence internationale de l’énergie (AIE) appelle ainsi à rééquilibrer les investissements entre les énergies renouvelables et les réseaux électriques pour sortir de l’impasse.

Dans son rapport annuel publié ce mois d’octobre, l’AIE prévoit une croissance sans précédent des énergies renouvelables au cours des cinq prochaines années. À l’horizon 2030, ce sont 4 600 GW de nouvelles installations qui devraient sortir de terre. Ce serait l’équivalent des parcs électriques réunis de la Chine, de l’Union européenne et du Japon.

Un chiffre vertigineux, et pourtant insuffisant pour atteindre les objectifs. Lors de la COP28 à Dubaï, les États se sont engagés à tripler la puissance installée des renouvelables d’ici 2030 par rapport à 2022. Or, selon les projections de l’AIE, le rythme actuel ne permettrait qu’un facteur de 2,6.

Le rapport identifie plusieurs freins : lenteurs administratives, instabilité politique, difficultés de financement… Mais le principal obstacle, selon le directeur exécutif de l’AIE Fatih Birol, résiderait dans l’incapacité des réseaux électriques à absorber le flux croissant d’énergie verte. Il fait état de plus d’un millier de gigawatts de projets en attente de raccordement.

1 700 GW, voire bien plus, en attente

Selon Fatih Birol, environ 1 700 GW de renouvelables seraient ainsi « dans la file d’attente, en attente d’être connectés au réseau », comme il l’a indiqué lors d’une conférence de presse pour la présentation du rapport annuel de l’agence.

Mais cette estimation pourrait être largement sous-évaluée. En mai dernier, le groupe de réflexion Ember, associé à plusieurs autres organismes, publiait un rapport mentionnant déjà 1 700 GW de projets en attente de raccordement dans seulement 16 pays européens. On peut donc raisonnablement penser que le volume total de projets bloqués dans le monde est bien supérieur à celui avancé par le directeur exécutif.

Améliorer l’intégration aux réseaux des renouvelables

Pour rattraper le retard et espérer atteindre les objectifs fixés pour 2030, les efforts doivent se concentrer sur l’intégration des renouvelables aux réseaux électriques selon Birol. Il s’agit notamment de déployer des solutions techniques permettant aux nouvelles centrales de se connecter de manière fiable au système électrique.

Aujourd’hui, les installations déjà connectées continuent de mettre sous pression les réseaux. Par ailleurs, on observe déjà une hausse des restrictions de production électrique et des récurrences des prix négatifs sur le marché de l’électricité. L’urgence est donc réelle, avec un besoin d’investir massivement dans les réseaux. Selon Fatih Birol, pour chaque dollar investi dans la production d’énergie renouvelable, à peine un demi-dollar est actuellement consacré aux infrastructures réseau, un déséquilibre qu’il est impératif de corriger.

Les investissements devraient être orientés en priorité vers trois axes : la modernisation des réseaux existants, le déploiement de solutions de stockage et le développement de systèmes favorisant la flexibilité du réseau, capables d’adapter rapidement l’offre à la demande.

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Une étude réalisée par le lobby de l’électrification et des pompes à chaleur démontre qu’elles sont bonnes pour la transition écologique mais aussi pour le portefeuille.

Selon une étude de l’Union française de l’électricité (UFE) et de l’Association française pour les pompes à chaleur (AFPAC) publiée début octobre, la pompe à chaleur (PAC) serait le geste de rénovation énergétique engeandrant le plus d’économies d’énergie. Il serait aussi celui qui permet de réduire le plus d’émissions de gaz à effet de serre par euro investi.

Elle est désormais installée dans environ 4 millions de maisons individuelles en France. L’étude précise que l’installation d’une PAC génère des économies d’énergie trois à quatre fois plus grandes que l’isolation des murs ou de la toiture et jusqu’à vingt fois plus qu’un remplacement de fenêtres.
Pour les ménages, dont le budget énergie croît année après année, l’étude indique que les deux tiers des foyers ayant installé une PAC ont constaté une baisse de facture d’au moins 25 % et qu’un ménage sur dix a vu sa facture divisée par deux ou plus.

L’enjeu va au-delà de la facture individuelle : l’étude financée par les deux lobbys de l’électricité et des PAC souligne que la filière française mobilise près de 50 000 emplois (en 2022) et pourrait doubler d’ici 2030. Elle rappelle également que 60 % de la valeur d’une PAC sur son cycle de vie est non délocalisable (distribution, maintenance, installation). Sur le plan climatique aussi, la PAC joue pleinement son rôle en remplacement d’une chaudière fossile : elle permet de réduire jusqu’à 90 % les émissions de CO₂.

La compétitivité des pompes à chaleur et leur soutien public fluctuant, éléphants dans la pièce

L’étude n’omet pas deux problèmes : l’écart de coût entre les énergies fossiles et l’électricité et la méconnaissance des aides financières. Pour maximiser l’effet « pouvoir d’achat », elle insiste sur l’importance d’un accompagnement des ménages (information, aides) et une qualité d’installation et de maintenance. Les deux représentants d’intérêts appellent à un cadre politique et industriel cohérent, en particulier un soutien pérenne avec MaPrimeRénov’ ou les CEE (certificats d’économies d’énergie).

Les PAC restent chères mais leur impact environnemental et sur le pouvoir d’achat est de plus en plus mis en avant. Dans une étude récente, l’Ademe démontrait ses bénéfices écologiques toutes les saisons si elle était bien réglée.

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Avec son profil si particulier, impossible de confondre le Neoliner Origin avec un autre cargo. Plus gros cargo à voile du monde, il vient de quitter Saint-Nazaire et d’entamer sa première transatlantique direction les États-Unis, et plus précisément Baltimore. Il devrait faire une escale à Saint-Pierre-et-Miquelon.

Il en faut, du courage et de la persévérance, pour tenter de faire bouger les lignes d’un secteur aussi important et polluant que le transport maritime. C’est précisément le défi que s’est lancé l’expert maritime Jean Zanuttini, en fondant la société Neoline en 2011. Presque 15 ans plus tard, le Neoliner Origin, un cargo roulier (RoRo) à propulsion vélique, vient d’appareiller à Saint-Nazaire, et se dirige vers Saint-Pierre-et-Miquelon avec à son bord presque 5 000 tonnes de marchandises.

Cette navigation transatlantique vient fermer le chapitre de la construction du navire, qui aura duré près de deux ans, aux chantiers turcs RMK Marine. Désormais, Neoline a un objectif : atteindre et maintenir la cadence d’une rotation par mois entre Saint-Nazaire et Baltimore, aux États-Unis.

Et si le Neoliner Origin était, en quelque sorte l’héritier spirituel du Belem ? Cet emblématique trois-mâts, construit en 1896 aux Chantiers Dubigeon de Nantes, parcourt encore le monde en tant que navire-école. Depuis 1896, les techniques de construction ont bien évoluées, et les 34 mètres de hauteur de mât du Belem sont bien peu face aux 90 mètres des mâts en carbone du nouveau cargo, qui sont d’ailleurs inclinables à 72° pour faciliter le passage sous les ponts et les infrastructures portuaires. La voilure totale du Neoliner atteint presque 3 000 mètres carrés, grâce à des voiles rigides conçues par les Chantiers de l’Atlantique. Si le navire est tout de même équipé de moteurs diesel électriques d’une puissance de 4000 kW, ses émissions de CO₂ pourraient être réduites de plus de 80 % grâce aux voiles.

De la suite dans les idées

Après une mise à l’eau le 31 janvier 2025, et des essais en mer de Marmara en juillet 2025, le navire a finalement rejoint Nantes en remontant la Loire. Ultime clin d’œil au Belem, il a été baptisé à quelques kilomètres seulement des Chantiers Dubigeon, avant de rejoindre Saint-Nazaire pour recevoir son chargement. Sa cargaison se compose en grande partie de produits français : cognac de la maison Hennessy, voitures Renault, matériel Manitou ou encore Cointreau.

Neoline ne compte pas s’arrêter là, et espère pouvoir bientôt commander un sister-ship, si la réussite est au rendez-vous. L’entreprise a également pour projet de réaliser des navires plus grands, spécialisés sur certains types de frets.

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Les nouvelles s’enchaînent et se ressemblent, pour l’éolien en mer. Même en Europe, la filière est à la peine, à tel point que le géant Vestas vient d’annuler la construction d’une nouvelle usine d’assemblage. 

À l’image d’une journée d’octobre au fin fond de la Bretagne, la météo de l’éolien offshore est plus que maussade. Preuve en est, l’une des seules entreprises à surnager, à savoir Vestas, vient de renoncer à son usine de pales destinées aux éoliennes en mer, qui devrait voir le jour à Szczecin, en Pologne. Dès 2026, cette usine devait accueillir près de 1000 travailleurs pour fabriquer des pales de 115 m de long, pour sa nouvelle turbine de 15 MW.

Vestas a justifié cette décision en expliquant que la demande, pour l’énergie éolienne offshore en Europe, était plus faible que prévu. Le constructeur se laisse tout de même la possibilité de relancer le projet si le marché venait à se renforcer. Pourtant, il y a quelques semaines seulement, Vestas avait finalisé le rachat d’une usine de pales destinées à l’éolien terrestre auprès de GE Vernova dans la même ville de Szczecin. D’ailleurs, l’entreprise danoise possède une autre usine qui assemble les nacelles de cette nouvelle turbine V236 de 15 MW.

L’éolien en mer, plus que jamais dans la tourmente

De l’autre côté de l’Atlantique, la politique appliquée par Trump impacte fortement le marché mondial de l’éolien offshore. Selon la startup Spinergie, ce sont près de 49 GW de projets éoliens offshore qui auraient été annulés. Le géant Ørsted fait partie des entreprises les plus touchées. Après une chute en bourse au mois d’aout, elle vient d’annoncer une restructuration massive et la suppression de près de 2000 postes d’ici 2027, soit un quart de ses effectifs ! 500 suppressions de postes devraient intervenir avant la fin de l’année 2025.

En Europe, les difficultés s’enchaînent également. Alors que la Suède a annulé pas moins de 13 parcs pour des raisons militaires, des problèmes de rentabilité viennent freiner le développement de la filière. En France comme en Allemagne, plusieurs appels d’offres ont été annulés faute de candidat. C’est le cas, par exemple, du parc éolien d’Oléron.

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Le recyclage a pour principe de transformer un déchet encombrant en une ressource utile. Les déchets nucléaires étant particulièrement encombrants, il y a donc tout intérêt à les valoriser. En France, les efforts ont été intenses en la matière, débouchant sur les filières MOX (recyclage du plutonium) et URE (uranium de retraitement). Et une nouvelle étape devrait bientôt être franchie concernant une autre substance radioactive.

Dans les déchets de combustible nucléaire, il y a un isotope particulièrement difficile à traiter : l’américium 241. Il s’agit d’une substance radioactive dont la période de décroissance est relativement longue (430 ans), ce qui implique qu’elle persiste dans les déchets longtemps après leur utilisation. Mais surtout, elle produit une chaleur significative, qui complique sa gestion : le refroidissement des colis qui la contiennent doit être assuré sur une longue durée.

Mais il existe une option permettant de transformer ces désavantages en force. Et c’est ce qui va être mis en œuvre par Orano à partir des déchets nucléaires traités à l’usine de la Hague. L’américium contenu dans les « cendres » des réacteurs nucléaires va en effet être séparé pour fabriquer des batteries destinées à des missions spatiales de la NASA.

De la chaleur pour alimenter les sondes en électricité

La chaleur que produisent ces déchets radioactifs peut effectivement être utilisée pour produire de l’électricité. Il s’agit de la technologie des générateurs thermoélectriques à radioisotopes (dits RTG, en anglais, pour Radioisotope Thermoelectric Generator). Ces systèmes passifs utilisent l’effet Seebeck, c’est-à-dire la conversion d’un flux thermique en électricité au travers de matériaux particuliers – c’est l’effet inverse des jonctions Peltier, qui permettent de refroidir par exemple des microprocesseurs à partir d’une alimentation électrique.

Les RTG sont particulièrement utiles pour les missions spatiales où les panneaux photovoltaïques ne sont pas appropriés, que la mission se déroule trop loin du Soleil, ou que les panneaux soient trop encombrants. Ils fournissent en effet en source électrique continue, et ce pour de très longues durées, sans besoin de ravitaillement. Ainsi, la sonde New Horizons qui a survolé Pluton en 2015 était équipée d’un RTG au plutonium 238, tout comme les rovers Curiosity et Perseverance qui arpentent aujourd’hui la surface de Mars.

Or aujourd’hui, du fait de la croissance des besoins de l’exploration spatiale, l’approvisionnement en plutonium 238 atteint la limite de sa capacité. Pour s’y substituer, l’américium-241 est vu comme une alternative d’intérêt. Et c’est dans ce contexte que la société américaine Zeno Power a conclu un partenariat avec Orano, signé le 24 septembre dernier. Une première production pilote de quelques grammes a été réalisée en 2024. L’objectif à terme est de produire environ 10 kg/an.

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S’il affiche l’économie la plus performante d’Afrique, le Nigéria subit des difficultés structurelles majeures, en particulier concernant l’accès à l’énergie de sa population. Pour y faire face, le pays veut développer des mini réseaux alimentés par l’énergie solaire, et veut fabriquer ses propres panneaux solaires pour y parvenir.

4 GW, voilà la quantité de modules photovoltaïques que veut fabriquer le Nigéria chaque année pour soutenir l’électrification du pays. Cet objectif de capacité de production vient soutenir les efforts constants de l’Agence d’électrification rurale (REA) pour raccorder en électricité les 88 millions de Nigérians qui n’en bénéficient pas encore. Dans un contexte de sous-production électrique, et face à une infrastructure vétuste, la REA compte beaucoup sur le recours aux mini réseaux électriques alimentés par des centrales solaires. D’ailleurs, en mars dernier, un partenariat a été signé entre la REA et l’entreprise WeLight pour le déploiement de 200 mini réseaux électriques destinés à alimenter près de 2 millions de personnes. Cette stratégie n’est pas unique au Nigéria, elle est appliquée dans plusieurs pays d’Afrique comme le Kenya pour contourner les problèmes d’infrastructure.

Si le pays compte beaucoup sur l’énergie du soleil pour améliorer sa production électrique, il ne veut pas non plus dépendre entièrement des importations, en particulier vis-à-vis de la Chine. C’est cette volonté qui a conduit au développement de plusieurs projets d’usine de production. Oando Clean Energy prépare une usine de 1,2 GW de capacité, dont une première ligne de production de 600 MW devrait entrer en service en 2026. Cette usine comportera même une ligne de recyclage de panneaux. Un autre projet est en partie porté par Solarge BV, une entreprise néerlandaise de production de panneaux photovoltaïques, et vise la production de 1 GW par an. Enfin, une usine de production de batteries au lithium serait également en préparation.

Le Nigéria accélère sur l’électrification du pays

Si le Nigéria constitue la première puissance économique du continent africain, son secteur énergétique est confronté à des problèmes structurels majeurs. D’un côté, les capacités de production, largement dominées par le gaz naturel, sont insuffisantes. De l’autre, l’infrastructure réseau du pays est dans un état déplorable avec un taux de perte de 53 % de l’électricité produite lors du transport. C’est en partie pour ces raisons que presque 40 % de la population n’a pas accès au réseau électrique.

Pourtant, le pays a un potentiel très important, en particulier en matière de production d’énergie solaire. Pour assainir le secteur, le gouvernement a décidé de privatiser entièrement le secteur de l’électricité, et des projets se multiplient pour améliorer le système électrique du pays. La Chine a ainsi accordé un prêt de 2 milliards de dollars au Nigéria pour renforcer les infrastructures de transport d’électricité. Un centre sino-nigérian de recherche a également été créé pour soutenir la planification énergétique. En parallèle, le ministère de l’Énergie et la Commission nigériane de l’énergie atomique travaillent sur quatre projets de centrales nucléaires pour une puissance cumulée de 4 800 MW. Pour y parvenir, le pays pourrait recevoir le soutien de la Russie via Rosatom.

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On a presque douté que ce jour puisse arriver. Après quatre mois d’arrêt pour cause de travaux de modification de soupapes, l’EPR de Flamanville a enfin redémarré. Il reste désormais à savoir s’il parviendra à atteindre sa puissance maximale avant la fin de l’année.

Il aurait dû redémarrer en juillet, mais il aura finalement fallu quatre mois avant que les équipes d’EDF puissent finalement relancer le réacteur nucléaire le plus puissant de France. C’est dans la nuit du mardi 14 au mercredi 15 octobre, à 00h33 que le cœur du réacteur s’est remis à fonctionner. Pour le moment, pas question d’atteindre sa puissance maximale. Il devrait d’abord atteindre les 75 mégawatts (MW) d’ici le 18 octobre avant de viser les 60 %, puis les 80 % de la puissance maximale. Au moment où nous publions cet article, l’EPR de Flamanville dépassait les 814 MW, soit environ 50 % de sa puissance nominale. Si tout va bien, le réacteur devrait atteindre sa puissance maximale d’ici le 21 décembre, un an presque jour pour jour après son raccordement au réseau.

Pour rappel, le réacteur devait initialement être arrêté pour des tests de variation de puissance. Mais un problème d’étanchéité sur les soupapes du pressuriseur a été détecté, ce qui a conduit EDF à mener des investigations, puis des réparations.

Une belle année pour le parc nucléaire français

Malgré les éternelles péripéties liées à l’EPR de Flamanville, le reste du parc nucléaire français affiche d’excellentes performances, au regard de la puissance installée. Si EDF visait une production comprise entre 350 et 370 TWh sur l’année 2025, le groupe vise désormais 365 à 375 TWh. Selon le groupe, cette performance est rendue possible grâce à une meilleure gestion des arrêts de tranche, ces périodes de maintenance nécessaires à l’entretien et au chargement d’un réacteur.

Depuis 2019, EDF aurait, en effet, revu son organisation à ce sujet pour devenir plus efficace, à travers un plan d’action appelé « Start 2025 ». Ainsi, 18 des 33 arrêts prévus en 2025 ont, en réalité, été plus courts que prévu. Si EDF a en tête l’objectif de franchir la barre des 400 TWh de production sur une année, atteinte pour la dernière fois en 2015, le groupe aura le même objectif pour les deux prochaines années, à savoir entre 350 et 370 TWh.

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Rien ne semble plus en mesure d’arrêter le développement des moyens de production d’énergie renouvelable. Malgré des chiffres encourageants, la transition reste trop peu rapide pour atteindre nos objectifs climatiques.

En ce début de semaine, des chercheurs annonçaient qu’un tout premier point de basculement climatique venait d’être franchi avec le dépérissement généralisé des coraux. Deux jours plus tard, un rapport de l’Organisation météorologique mondiale (OMM) révélait que les niveaux de dioxyde de carbone (CO₂) dans notre atmosphère n’ont jamais été aussi élevés qu’en 2024. Pire, jamais nous n’avons connu une aussi forte hausse de ces concentrations en une seule année. Plus 3,5 parties par million (ppm) — à comparer à une augmentation de 0,8 ppm par an dans les années 1960 et même de 2,4 ppm annuelles au cours de la décennie dernière — pour atteindre presque 423 ppm.

Un record pour les énergies renouvelables

Dans ce marasme, un semblant de bonne nouvelle est toutefois venu d’un rapport publié par l’Agence internationale pour les énergies renouvelables (IRENA), l’Alliance mondiale pour les énergies renouvelables et la présidence brésilienne de la COP30 — qui s’ouvrira au Brésil le 10 novembre prochain. Il conclut qu’un volume record de capacités de production d’énergie renouvelable a été ajouté dans le monde en 2024. Pas moins de 582 gigawatts (GW). Soit un taux de croissance de 15,1 %.

Malheureusement, ce bon résultat ne suffira pas à atteindre les objectifs que se sont fixés plus de 100 pays à l’occasion de la COP28 de Dubaï. Celui de tripler leurs capacités d’énergie renouvelable d’ici 2030. Pour cela, le monde aurait besoin d’un taux de croissance annuel de 16,6 % sur les 5 années qui restent avant l’échéance. Fin 2024, un total de 4 443 GW d’énergie renouvelable avait été installé dans le monde. Un objectif de triplement nous porterait à 11 174 GW.

De quoi être optimiste

Les projections sont toutefois plutôt optimistes pour l’année 2025. L’IRENA estime en effet qu’au moins 700 GW de capacités de production d’énergies renouvelables devraient être installées avant la fin de cette année. Et les nouvelles politiques déployées par le président américain Donald Trump ne devraient pas venir entraver la transition à l’échelle mondiale. D’autant qu’une étude récente montre que le solaire est désormais le moyen le moins cher de produire de l’électricité dans les pays les plus ensoleillés. Et qu’il est même rentable dans ceux réputés pour leur grisaille. Pour la première fois au premier semestre 2025, les énergies renouvelables ont produit plus d’électricité que le charbon.

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Les centrales solaires flottantes sont désormais courantes, mais il est très rare d’en voir équipées de panneaux installés verticalement. Une entreprise allemande a pensé à une telle configuration et vient de lancer une installation de ce genre à l’échelle du mégawatt.

Sinn Power, spécialisée dans les énergies renouvelables, a développé des panneaux solaires pensés pour une application flottante, une technologie qu’elle a baptisée « Skipp-Float ». Avec ces modules, l’entreprise a créé ce qui serait, selon elle, la plus grande centrale photovoltaïque flottante au monde équipée de panneaux orientés verticalement. Mise en service récemment, l’installation se situe sur un lac de gravière à Gilching, en Bavière, dans le sud de l’Allemagne.

La centrale se compose de 2 500 panneaux pour une puissance totale de 1,87 MW et une production annuelle estimée à 2 GWh. Comme toutes les installations solaires verticales orientées est-ouest, elle offre une production mieux répartie sur la journée, avec deux pics : le matin et le soir. Cette configuration réduit le besoin de stockage, puisque la production coïncide davantage avec les périodes de forte consommation.

Selon Sinn Power, ce qui distingue la technologie Skipp-Float, c’est sa résistance aux tempêtes et aux vents. Chaque panneau est suspendu par un système de câbles et de contrepoids, lui permettant de s’incliner légèrement sous l’effet du vent et de laisser passer l’air. Cette flexibilité limite la pression sur la structure et réduit ainsi les risques de casse.

Une installation compacte

Sinn Power envisage déjà une deuxième phase de 1,7 MW sur le même lac. Cette extension a été envisageable surtout parce qu’en termes d’espace, l’entreprise dispose encore d’une grande marge disponible pour agrandir l’installation tout en restant dans le cadre légal.

En Allemagne, la loi sur la gestion des eaux autorise une occupation maximale de 15 % de la surface d’un plan d’eau pour des installations flottantes. Or, la première phase de la centrale n’utilise que 4,65 % du lac. La disposition verticale des panneaux a permis de maximiser l’espace : l’espacement entre deux rangées n’est que d’environ quatre mètres, et la surface totale de l’installation se limite à 13 000 m². Pour des modules horizontaux, une puissance équivalente aurait nécessité 18 000 mètres carrés (comparaison basée sur la taille et la puissance de la centrale solaire flottante d’Akuo Energy en Piolenc, dans le Vaucluse).

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