En mer, si l’énergie du vent est la plus exploitée, il est également possible d’y capter l’énergie solaire, à condition de disposer de l’équipement approprié. La société Moss Maritime, une filiale norvégienne du groupe italien SAIPEM, a mis au point une technologie adaptée à cet usage. Elle a créé une installation solaire flottante qui peut être déployée à partir de 15 m de profondeur.

Le système modulaire de panneaux photovoltaïques flottants baptisé XolarSurf se compose de plusieurs flotteurs individuels. Il couvre une superficie de 9 hectares (300 × 300 m), avec une puissance installée de 13,5 MW. La version standard de la plateforme peut résister aux vagues allant jusqu’à 4 mètres et à des vents de 35 m/s. Des caractéristiques qui peuvent être adaptées en fonction des conditions environnementales spécifiques du site et des besoins des clients, selon la société. Cette installation serait particulièrement adaptée aux zones avec des ressources terrestres limitées. XolarSurf est également conçu pour s’intégrer dans des systèmes hybrides associant solaire et éolien en mer. De plus, grâce à sa capacité à fonctionner en haute mer, ce système pourrait fournir l’électricité nécessaire aux installations aquacoles.

Un prototype lancé en mer de Norvège

Moss Maritime travaille sur sa technologie depuis 2016, et en mars dernier, celle-ci a obtenu l’approbation du DNV, un organisme international spécialisé dans la gestion de la qualité et des risques. Cependant, l’entreprise n’est pas encore prête à la commercialisation, car des tests supplémentaires en conditions réelles s’avèrent nécessaires.

À cet effet, un prototype grandeur nature nommé SOLAN a été développé par la société et d’autres collaborateurs. Le système a été lancé début septembre à Dyrvik, sur l’île de Frøya en Norvège, et fera l’objet d’une surveillance continue pendant un an. Ce prototype semble être plus robuste que le système XolarSurf principal, puisqu’il serait capable de résister à des vagues jusqu’à 8 mètres. Les dimensions exactes de l’installation n’ont pas été communiquées, mais sa puissance maximale varierait entre 35 à 45 kWc.

Le prototype Solan mis à l’eau / Image : Moss Maritime.

Pour aller dans les détails, la plateforme comprend huit pontons pour assurer sa flottabilité et un cadre en acier flexible qui aide à absorber les mouvements de l’eau. Une structure rigide supplémentaire supporte les modules solaires. Celle-ci a été conçue pour maintenir les panneaux et les autres composants électriques hors de l’eau, tout en résistant aux conditions environnementales. Des passerelles ont également été intégrées pour faciliter l’inspection et la maintenance des modules solaires.

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L’inauguration tant attendue du parc de Saint-Brieuc marque officiellement la fin d’un projet complexe, qui aura fait couler beaucoup d’encre. Mais elle met également en lumière un semblant de désintérêt de la part de l’État. De quoi inquiéter une filière en plein questionnement. 

Si depuis mai, les 62 turbines du parc éolien de Saint-Brieuc tournent avec vigueur pour alimenter une bonne partie de la Bretagne, leur inauguration n’avait toujours pas eu lieu. C’est désormais chose faite ! Pendant deux jours, les festivités ont donc marqué la fin d’un projet à la fois long et périlleux. L’appel d’offres, remporté en 2011 par Iberdrola, aura fait l’objet de nombreuses critiques de la part des riverains, des pêcheurs et même des associations écologistes. Au total, il aura donc fallu 12 ans pour que ce parc voie le jour et commence à produire ses premiers kilowattheures.

Désormais, la ferme éolienne devrait produire l’équivalent de 9 % de la consommation électrique de la Bretagne, soit 1 820 gigawattheures (GWh) par an. Cette production sera rendue possible par ses 496 mégawatts (MW) de puissance installée, répartie sur 62 éoliennes occupant un périmètre de 75 km².

Une filière qui s’inquiète pour l’avenir

Les bonnes nouvelles s’enchaînent dans le secteur de l’éolien offshore. Cette inauguration fait, en effet, suite à celle du parc de Fécamp il y a quelques mois, et précède de quelques semaines, à priori, l’inauguration du projet Provence Grand Large, premier parc éolien flottant de France. Pourtant, malgré ces nouvelles, la filière de l’éolien en mer s’inquiète d’un manque flagrant de visibilité. Malgré des objectifs globaux de 18 GW d’éolien offshore d’ici 2035 et 45 GW d’ici 2050, l’État n’a toujours pas proposé de ligne de conduite pour y parvenir.

En outre, cette nouvelle inauguration a été marquée par l’absence du président de la République et du Premier Ministre. Celui-ci s’était d’ailleurs montré particulièrement critique vis-à-vis du projet dans une interview en 2021. Il avait alors qualifié le projet d’échec. Ce n’est pas la première fois que le président de la République fait faux-bond pour un tel évènement, puisqu’il avait également manqué l’inauguration du parc de Fécamp.

Simple coïncidence ou véritable stratégie politique ? Difficile à dire. Néanmoins, l’État semble se concentrer sur le développement du nucléaire, au possible détriment des énergies renouvelables. Malgré cette période troublée, la situation devrait s’améliorer avec la nomination prochaine d’un nouveau gouvernement, et la publication, le 26 septembre, d’une carte « des zones propices à l’éolien en mer » à l’horizon 2035 et 2050.

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Une étape importante vient d’être franchie pour le stockage géologique des déchets nucléaires en Finlande. Un conteneur de combustibles usés d’essai a été transféré sur le site d’Onkalo avec succès.

En Finlande, l’île d’Olkiluoto est connue pour deux choses. D’abord parce qu’elle abrite le plus puissant réacteur nucléaire d’Europe. L’EPR Olkiluoto 3 mis en service en mai 2023. D’une puissance de 1 600 mégawatts électrique (MWe). Ensuite parce qu’à plus de 400 mètres de profondeur, l’île cache un site d’enfouissement des déchets nucléaires de haute activité. De son petit nom, Onkalo – pour « caverne », en finlandais.

Un premier conteneur de combustible nucléaire usé transféré avec succès

Sur place, cela fait maintenant plusieurs années que les travaux ont débuté. Et la société finlandaise de gestion des déchets nucléaires Posiva vient tout juste d’annoncer que la première phase des essais, celle de la mise en place de conteneurs de stockage dans le dépôt de combustible nucléaire usé d’Onkalo, a été achevée avec succès. L’opération visait à transporter un conteneur d’essai – vides de tout combustible nucléaire – de leur site de stockage provisoire du côté de la centrale nucléaire voisine jusqu’à l’usine d’encapsulage de Posiva. Le tout, encadré de personnels de sécurité et à pas plus de 5 km/h. Une fois le site de stockage en fonctionnement, ce type de transfert aura lieu toutes les quelques semaines. Avec pour ambition d’enfouir là tout le combustible usé par les cinq réacteurs nucléaires finlandais. L’équivalent de 6 500 tonnes d’uranium.

Le succès de ce premier essai intervient alors que l’instruction de la demande d’exploitation jusqu’en 2070 est toujours en cours. L’Autorité finlandaise de radioprotection et de sûreté nucléaire (STUK) devrait se prononcer fin 2024. En attendant, les essais vont se poursuivre pendant plusieurs mois sur le site d’Onkalo avec, prochainement, la mise à l’épreuve de l’étape de remplissage et de fermeture des capsules.

Des précautions à prendre pour le stockage des déchets nucléaires à vie longue

Au cours des opérations d’essai planifiées par Posiva, 4 conteneurs – des capsules en fonte enfermées dans des capsules en cuivre -, hermétiquement clos seront placés dans des trous de dépôt de 8 mètres de profondeur creusés le long d’un tunnel de stockage de 70 mètres de long. Chaque tunnel de stockage compte entre 30 et 40 trous de dépôt. Pour un total de quelque 3 250 trous. L’idée, c’est qu’une fois tous les trous d’un tunnel remplis d’un conteneur de déchets radioactifs et fermés avec de l’argile bentonite, ledit tunnel soit remblayé, lui aussi avec de l’argile. Puis scellé d’un bouchon en béton.

Même s’il restera toujours des questions en suspens, stocker les déchets nucléaires à vie longue dans une formation géologique profonde, c’est aujourd’hui la solution privilégiée par les spécialistes de la question. La France travaille d’ailleurs à la construction de son propre site de stockage Cigéo. La Suède a également fait ce choix. Et selon Posiva, le dispositif d’Onkalo est conçu pour résister à tous les changements qui pourraient intervenir autour de l’île d’Olkiluoto sur les 250 000 années à venir. Car c’est le temps qu’il faudra pour que la radioactivité des déchets nucléaires qui seront enfouis là retombe à un niveau naturel. Pour se faire une idée, il y a 250 000 ans, Homo sapiens venait juste de faire son apparition en Afrique…

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Une piscine consomme de l’énergie, c’est un fait. Équipements indispensables, comme la filtration, bien sûr. Mais également son chauffage si l’on recherche du confort ou si l’on veut étendre la période des baignades aux saisons fraîche. De quelle manière le Soleil peut-il nous aider à assurer ces besoins ?

Les besoins en énergie étant de manière générale dépendants de la taille de la piscine, nous allons avons besoin d’une référence. Nous allons considérer dans la suite une piscine de l’ordre de 30 m³, proche de la moyenne française. Voyons donc ce que peut nous apporter le soleil, tout d’abord en ce qui concerne les équipements, puis, enfin, pour le chauffage.

Les besoins liés aux équipements

Les équipements consommateurs d’électricité sont assez nombreux : pompe de filtration, robot nettoyeur, systèmes de régulation du pH, électrolyseur, volet roulant, éclairage, etc. Dans cet ensemble, c’est le pompage qui représente la plus grande part de la consommation. C’est ce poste que nous allons considérer dans notre estimation des besoins énergétiques.

Si l’on considère que la totalité du volume de la piscine est recyclé en 4 h, cela implique un besoin de pompage de l’ordre de 7,5 m³/h. Pour ce faire, la pompe devra avoir une puissance de l’ordre de 0,4 CV, soit environ 300 W. Si l’on considère une durée de pompage de 8 h par jour, cela représente un besoin de 2,4 kWh quotidiens. D’après l’outil PVGIS de l’Union européenne, une centrale photovoltaïque de 1 kWc dont les panneaux sont orientés au sud avec une inclinaison de 35° pourrait produire de l’ordre de 3,6 à 4,1 kWh par jour pendant les mois d’avril à septembre. Ainsi une centrale de 1 kWc devrait être suffisante pour assurer les besoins électriques des équipements sous la forme d’énergie solaire.

Les besoins liés au chauffage

Concernant le chauffage, les besoins en énergie vont dépendre de plusieurs paramètres, dont notamment la taille de la piscine, la température souhaitée pour l’eau, ainsi que de la localisation et des conditions climatiques. Plus la saison sera avancée, plus les besoins de chauffage seront grands. Envisageons dans un premier temps un chauffage électrique de la piscine, en installant des panneaux photovoltaïques couplés à une pompe à chaleur (PAC). Il faudra alors une PAC dont la puissance thermique est de l’ordre de 8 kW ; en considérant un COP de 5, cela représente une puissance électrique de 1,6 kW. Sa durée de fonctionnement quotidienne dépendra des conditions météorologiques et de la température souhaitée, de sorte qu’il est difficile d’estimer l’énergie qu’il sera nécessaire de lui fournir.

Nous admettrons qu’elle aura pour rôle de relever la température entre 1 et 2 °C chaque jour, ce qui correspond approximativement aux pertes d’une piscine raisonnablement isolée. En ce cas, une formule courante permet de calculer une durée de fonctionnement entre 4 et 8 h pour compenser cette baisse de température : temps de montée en température (heures) = [Volume (m3) x Différence de température (température souhaitée – température initiale) x 1.163] / Puissance restituée de la pompe (kW). Notez que son origine exacte n’a pas été retrouvée.

Cette durée de fonctionnement est compatible avec les horaires de la production solaire, il n’y aura donc pas nécessairement besoin de système de stockage pour l’alimenter sur une plus longue durée. En revanche, le besoin énergétique sera compris entre 6,4 et 13 kWh par jour. Pour totalement alimenter la pompe à chaleur en électricité solaire, il sera nécessaire de disposer d’une centrale photovoltaïque de l’ordre de l’ordre de 3 kWc.

Il pour être utile de prévoir un chauffage solaire thermique de la piscine. Il existe de nombreux équipements pour ce faire : bâches solaires, tapis solaires, ou alors des capteurs solaires thermiques. On estime qu’il faut en moyenne 0,3 m² de capteur par mètre-cube, soit, dans notre cas, environ 10 m² de panneaux. Cette installation ne consommera pas d’électricité, à l’exception d’éventuelles pompes de circulation, mais elle sera moins appropriée pour régler précisément la température de la piscine qu’une installation électrique.

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Le futur plus grand parc éolien flottant de Méditerranée n’aura pas de sous-station en surface. Renexia, son développeur, a trouvé un accord avec Anker Solution pour la conception de sous-stations novatrices reposant au fond de la mer. 

Les nouvelles s’enchaînent au large de la Sicile. Après avoir annoncé le choix de son turbinier, Renexia vient d’annoncer un accord avec le norvégien Aker Solutions pour la conception des sous-stations du parc. Celles-ci auront la particularité d’être sous-marines, et donc d’être installées à une profondeur comprise entre 520 mètres et 660 mètres sous le niveau de la mer.

Si l’on en croit les informations qu’avait dévoilées Aker Solutions pour un précédent projet, cette solution technique permettrait de réaliser des économies importantes par rapport à une sous-station traditionnelle, de l’ordre de 10 %. Cela s’explique notamment par l’absence d’opération de maintenance majeure durant les 25 années de service de la sous-station. De plus, ce type de sous-station autorise un branchement en pieuvre, ce qui permet de limiter la quantité de câbles nécessaires. Enfin, l’impact environnemental et visuel serait jugé plus faible.

Aker Solutions peut d’ores et déjà attaquer les études de conception grâce aux récents relevés océanographiques qui ont été réalisés pour l’occasion. Selon les premières informations communiquées, aucune trace de site historique ou archéologique n’a été relevé sur le futur emplacement des sous-stations.

Le projet Med Wind Floating Farm s’accélère

Officiellement lancé en 2020, le développement du projet Med Wind Floating accélère fortement. Déjà, il y a quelques semaines, on apprenait que Renexia, porteur du projet, avait choisi le chinois MingYang pour la fourniture des turbines. Pour justifier ce choix, Renexia a mis en avant la puissance proposée par MingYang de 18,8 MW. Cette puissance élevée devrait permettre de limiter le nombre de turbines utilisées sur le parc. Si au départ, le parc devait en compter 190, ce chiffre est désormais passé à 148.

À sa mise en service, le parc devrait produire environ 9 TWh d’électricité par an, grâce à ces 2,8 GW de puissance installée.

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Les batteries perdent progressivement leur capacité de charge, limitant ainsi leur durée de vie. Autrement dit : les batteries s’usent. Et si ces dernières décennies ont amené des progrès spectaculaires, il n’en reste pas moins que la durée de vie d’une batterie est l’un des paramètres les plus importants pour leur évaluation économique.

Trouver des moyens d’augmenter à moindre coût la durée de vie d’une batterie est un des premiers objectifs de la recherche actuelle sur ces systèmes. En effet, un plus grand nombre de cycles permet de répartir le coût d’investissement dans la batterie sur une plus grande quantité cumulée d’électricité stockée, et donc de réduire le coût du stockage unitaire, c’est-à-dire par kilowattheure. On en conçoit tout l’intérêt lorsqu’il s’agit de stocker de grandes quantités d’électricité renouvelable.

Dans ce contexte, Rimac Energy, un fabricant basé à côté de Zagreb, en Croatie, vient d’annoncer avoir une solution pour garantir sa batterie lithium-ion au-delà de douze mille cycles. Mieux : elle promet une baisse de capacité nulle les deux premières années de fonctionnement de la batterie.

L’inévitable usure des batteries lithium-ion

Avant d’aller plus loin, faisons un court détour en rappelant le principe de fonctionnement d’une batterie Li-ion. Au cœur de la batterie, se trouve l’accumulateur, qui fonctionne sur la base du transfert, au travers d’un électrolyte liquide, de l’ion lithium Li⁺ depuis une électrode positive (par exemple, un phosphate de fer et de lithium) vers une électrode négative (par exemple, du graphite) ; c’est le fonctionnement lors de la décharge. Ce transfert d’ion lithium est inversé au cours de la charge : le lithium est alors transféré de l’électrode négative vers l’électrode positive. Pour donner une image, les chercheurs parlent d’un principe de « rocking-chair », pour illustrer ce mouvement pendulaire du lithium entre les deux électrodes de polarité opposée.

La capacité de charge d’une batterie Li-ion est donc directement liée à la quantité d’ions lithium qui peut circuler entre les électrodes. Si du lithium est fixé, la quantité de lithium transférable diminue, et la capacité de la batterie diminuera inévitablement. Or, il existe de nombreuses causes qui sont à l’origine d’une immobilisation du lithium, et donc d’une usure des batteries : la formation de lithium métallique au niveau de l’électrode négative, la présence d’éléments inertes dans l’électrode positive ou encore une dégradation de l’électrolyte.

La solution de Rimac Energy : la prélithiation

Pour parer à cette usure progressive, Rimac Energy a parié sur une technique : la prélithiation. Cette technique consiste à intégrer dans l’accumulateur une plus grande quantité de lithium que nécessaire, de sorte qu’au fur et à mesure de l’immobilisation du lithium, il est immédiatement remplacé par le lithium surnuméraire.

Le fabricant a intégré cette innovation dans le SineStack, son système de batterie lithium-fer-phosphate (LFP) de très grande capacité, à savoir 790 kWh. La prélithiation est assurée par un matériau basé sur un oxyde de fer, et qui contient l’excès de lithium qui permettra de compenser la perte progressive d’ions lithium disponibles. Cette technique est par ailleurs combinée avec un système de distribution électrique dit distribué, qui permettra de contrôler et d’équilibrer en direct la baisse de performance des accumulateurs Li-ion qui composent le système de batteries.

Cette combinaison de techniques permet à Rimac Energy d’avancer que son système de batteries est « le plus avancé du monde ». Si l’on ne doute pas du grand intérêt de ces innovations, cette revendication sera peut-être de courte durée. En effet, CATL a annoncé en avril un nouveau système de batterie, lui aussi basé sur la prélithiation, et qui, selon le fabricant chinois, pourrait permettre une baisse de capacité égale à zéro non pas les deux, mais les cinq premières années.

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Il n’y a toujours pas de terrain d’entente entre l’Union européenne (UE) et la France, concernant la stratégie de décarbonation du mix énergétique. Tandis que la France veut faire valoir sa stratégie de décarbonation incluant le nucléaire, l’UE, elle, ne jure que pas les énergies renouvelables, créant des tensions entre les deux. 

À l’occasion de la présentation d’un rapport annuel sur le déploiement des énergies renouvelables en Europe, la commissaire européenne à l’énergie, Kadri Simson, a une nouvelle fois rappelé que la France n’avait pas encore rempli ses objectifs pour espérer atteindre les 42,5 % d’énergies renouvelables dans son mix énergétique d’ici 2030. Et pour cause, la France, qui s’était fixée, en 2009, un objectif de 23 % d’énergies renouvelables d’ici à 2020 ne l’a toujours pas etteint 4 ans après.

À l’inverse, Kadri Simson a mis en avant plusieurs pays faisant figure de bons élèves dans la transition énergétique, comme la Suède (66 % d’énergies renouvelables dans le mix énergétique), la Finlande (47,9 %) ou encore la Lettonie (43,3 %). « Certains membres dont la France n’ont pas encore rempli les objectifs. La Commission continue de dialoguer avec les autorités françaises afin de combler ce retard et que la France respecte ses engagements » a déclaré la commissaire.

Au coeur du débat, la différence entre énergie renouvelable et énergie décarbonée

Cette querelle entre l’Union européenne et la France n’est pas nouvelle, l’UE a rappelé plusieurs fois à la France qu’elle était tenue de respecter ses engagements en matière d’énergies renouvelables. Mais voilà : la France a changé son fusil d’épaule depuis 2009, et vise la décarbonation grâce au nucléaire, plutôt que le recours exclusif aux énergies renouvelables. D’ailleurs, c’est ce moyen de production d’énergie qui permet à l’hexagone d’avoir l’un des plus faibles impacts carbone de l’Europe.

Pour témoigner de ses ambitions, la France a remis à Bruxelles, en juillet derrière, son plan national intégré énergie-climat (PNIEC), dans lequel elle dévoile sa stratégie pour atteindre ses objectifs à l’horizon 2030. Dans ces 300 pages, la France explique viser une réduction de 30 % de sa consommation énergétique finale, et précise vouloir atteindre 58 % d’énergie décarbonée en 2030, et 71 % en 2035. Malgré ces arguments, l’Europe reste insensible, et continue de prôner le déploiement des énergies renouvelables sans tenir compte des autres moyens de décarbonation. Un surprenant aveuglement, d’autant que le taux de déploiement d’énergies renouvelables n’est pas nécessairement corrélé à un faible niveau d’émission de CO2. L’Allemagne en est un exemple : avec 59 % de production électrique renouvelable en 2023, son intensité carbone s’est élevée à 400 g eq.CO2/kWh. À l’inverse, la France, avec un taux de production d’origine renouvelables de 28 %, revendiquait 58 g eq.CO2/kWh.

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La présidente de la Commission de régulation de l’énergie (CRE), Emmanuelle Wargon a annoncé que les tarifs réglementés de vente (TRV) de l’électricité baisseraient à partir du 1ᵉʳ février 2025. Une diminution qui devrait être de l’ordre de 10 % au moins.

La crise énergétique serait-elle bel et bien derrière nous ? Entre 2022 et 2024, les prix des tarifs réglementés de vente en électricité (TRVE) ont augmenté de près de 40 %, malgré la mise en place du bouclier tarifaire. Cette situation avait mis en difficulté le budget des ménages et la trésorerie des petites entreprises.

Au moins 10 % de baisse pour le prix de l’électricité en février 2025

L’avenir semble s’éclaircir enfin pour les prix de l’électricité. La CRE a annoncé qu’une baisse d’au moins 10 % était prévue pour février 2025. Pourquoi à cette date ? Le prix des TRV peut faire l’objet d’une modification deux fois par an, après avis de la CRE, en février et août.

En février prochain, les TRVE devraient donc baisser. Invitée de BMF Business le 12 septembre, Emmanuelle Wargon a expliqué que cette baisse d’au moins 10 % était à confirmer en fonction de deux éléments : les décisions budgétaires de la nouvelle Assemblée nationale et l’éventualité d’une crise qui peut toujours arriver sans prévenir et ferait augmenter les prix. La présidente de la CRE reste donc prudente et a insisté sur le fait qu’il s’agissait d’une prévision. Si cette baisse de 10 % se concrétisait, elle se traduirait toutefois par des prix du kilowattheure suivant :

Également interrogée sur l’impact de la prochaine taxe qui devrait toucher EDF, Emmanuelle Wargon a temporisé en précisant qu’elle n’était pas encore adoptée par le Parlement à ce jour.

Une baisse de 10 % qui touchera 60 % des clients

En août dernier, la CRE avait suggéré une hausse de 1 % des prix des TRVE, justifiée par l’augmentation du tarif d’utilisation du réseau public d’électricité (TURPE) qui permet d’entretenir et de moderniser le réseau public d’électricité. Les pouvoirs publics avaient renoncé à l’appliquer et demandé à la CRE de la reporter.

C’est chose faite puisque cette augmentation du TURPE de 1 % n’entrera en vigueur qu’à partir du 1ᵉʳ novembre 2024. Attention, elle ne touchera que les clients ayant souscrit une offre de marché, et donc pas ceux qui ont un contrat soumis au tarif réglementé. Pour ces derniers, aucune augmentation n’aura lieu au 1ᵉʳ novembre et la hausse de 1 % sera directement intégrée au calcul effectué au 1ᵉʳ février 2025, comme l’a expliqué Emmanuelle Wargon.

« Les consommateurs aux TRVE (électricité) ne connaîtront ainsi aucun changement avant le 1ᵉʳ février 2025 », affirme le communiqué de la CRE du 11 septembre 2024. Pour autant, les clients ayant souscrit une offre de marché sont en réalité les gagnants du moment puisque de nombreux fournisseurs proposent des offres à un prix nettement inférieur aux TRVE, jusqu’à -28,5 % pour certains. De plus, ces clients bénéficient déjà de la baisse des prix de l’électricité, puisqu’ils sont plus exposés aux mouvements des prix du marché, favorables en ce moment.

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Si on connaît l’emplacement des six premiers EPR2, les paris sont ouverts pour l’emplacement des huit suivants. En Nouvelle-Aquitaine, les acteurs locaux militent pour que la centrale du Blayais fasse partie des heureux élus. Verdict en 2026.

Du côté de la Gironde, nombreux sont ceux qui militent pour que la centrale nucléaire du Blayais accueille des EPR2. Et pour cause, si la centrale actuelle, construite en 1981, est jugée vieillissante, elle produit presque 65 % des besoins électriques de la région Nouvelle-Aquitaine grâce à ses 4 réacteurs de 910 mégawatts électriques (MWe). Dernièrement, c’est le président socialiste de la région qui a annoncé son soutien au projet, en mettant en avant « la mobilisation exceptionnelle des acteurs régionaux sur le sujet ». Preuve de cet enthousiasme politique, un dispositif de formation a été mis en place, allant du CAP à l’enseignement supérieur. Ce n’est pas tout, le site du Blayais possède de nombreux atouts, à savoir une très faible densité de population autour de la centrale, une grande disponibilité foncière, une source d’eau froide fiable et, évidemment, un réseau de distribution d’électricité adapté.

Malgré cette forte mobilisation, rien n’est joué pour la Nouvelle-Aquitaine, car les candidats sont nombreux pour recevoir les réacteurs de nouvelle génération, à l’image de la centrale de Golfech.

Une candidature entachée par un amendement écologiste

La possibilité de voir de nouveaux réacteurs à la centrale de Blayais a failli ne rester qu’une utopie. Début 2023, un amendement a été adopté, rendant impossible l’installation d’un réacteur nucléaire « dans une zone inondable ou ayant subi des inondations ou des submersions marines ». À l’origine de cet amendement, la sénatrice écologiste de la Gironde Monique de Marco expliquait que le département de la Gironde avait « frôlé la catastrophe » en 1999, lors du passage de la tempête Martin. Celle-ci avait, en effet, entraîné l’inondation d’une partie de la centrale et la coupure d’urgence des trois réacteurs alors en service, pour différentes raisons. L’événement avait alors été classé comme un incident de niveau 2 sur l’échelle INES. Depuis cet événement, les digues ont été renforcées et rehaussées tandis que les sous-sols ont été rendus étanches.

Finalement, l’amendement n’aura pas tenu longtemps. Deux mois après le vote, l’amendement est finalement supprimé du projet de loi. Face aux arguments de la sénatrice écologiste, les députés de la majorité et du RN ont, en effet, indiqué qu’il était plus judicieux de « laisser à l’Autorité de Sûreté Nucléaire la responsabilité de fixer des normes particulières en fonction des sites ».

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Les turbines hydroélectriques sont de plus en plus exploitées pour répondre aux impératifs de la transition énergétique. Plus de hauteur de chute, plus de débit : la part de l’hydroélectricité augmentera dans le mix électrique et le phénomène de cavitation, une usure mécanique due aux contraintes exercée par l’eau, aussi. L’enjeu est de trouver des matériaux et revêtements pour résister à l’usure prématurée des turbines.

La cavitation est un phénomène qui affecte les turbines des centrales hydroélectriques. Il survient lorsque des bulles de vapeur se forment dans l’eau en raison de chutes soudaines de pression. Ce processus se produit principalement dans les zones où le débit est très élevé et la pression de l’eau peut descendre sous un certain seuil critique, notamment à proximité des pales de la turbine. L’eau passe de l’état liquide à vapeur et ces bulles, lorsqu’elles implosent, peuvent endommager la turbine.

Le débit et la hauteur de chute sont surtout responsables de l’apparition de la cavitation. Les sollicitations mécaniques augmenteront avec l’augmentation de ces deux critères qui caractérisent une centrale hydroélectrique. En effet, la transition énergétique augmentera le recours à l’hydroélectricité, déjà responsable de 12 % de la production électrique française en 2021.

Comment survient la cavitation

Ces formations de bulles peuvent se déplacer dans l’eau librement et, lorsqu’elles atteignent une région de l’eau où la pression est plus importante, elles implosent. C’est cette implosion qui pose problème. Elle crée un jet de liquide et des ondes de choc qui frappent les surfaces métalliques de la turbine. Avec le temps, ces micro-impacts provoquent une érosion des pales, abîmant le matériel et réduisant l’efficacité de la conversion de l’énergie. Piqures, fissurations, arrachement de matière : en plus des dommages mécaniques, la présence de bulles modifie l’écoulement de l’eau, ce qui perturbe la performance globale de la turbine.

Selon leur utilisation et leur qualité de fabrication, les turbines ne sont pas toutes sujettes à des phénomènes de cavitation destructeurs. À gauche, une roue de la STEP de Revin, mise au rebu après 40 ans de service, peu affectée. À droite, une micro-turbine fortement touchée / Images : Révolution Énergétique, Wikimedia.

Mieux connaître le phénomène pour adapter le matériel

Afin de mieux caractériser les dommages causés par le phénomène de cavitation, deux types d’essais sont réalisés en laboratoire. Le premier est le « tunnel d’essais ». Il permet d’accélérer l’eau à plusieurs dizaines de mètres par seconde pour engendrer la chute de pression et soumettre la turbine à ces contraintes. La seconde est vibratoire : l’envoi d’ultrasons dans l’eau fait chuter sa pression et des bulles se forment. L’érosion engendrée par ces deux processus est accélérée et permet de soumettre la turbine à toutes les détériorations : trous de forte profondeur et à basse fréquence (faible apparition temporelle et spatiale) pour le premier tunnel d’essai, faible profondeur et grande fréquence pour le test vibratoire.

Les matériaux fissurés sont analysés en surface grâce à un microscope électronique puis en volume grâce à une tomographie aux rayons X pour savoir ce qu’il s’y passe en son sein. Cela permet de tester différents matériaux et revêtements pour les turbines.

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L’Organisation non gouvernementale Oxfam France publie une étude dans laquelle elle dénonce les dérives des agrocarburants. Ces derniers proviendraient à « 86 % de cultures qui rentrent directement en compétition avec les cultures alimentaires » et dont le soutien de l’Union européenne (UE) serait encore trop marqué.

Depuis deux décennies, l’Union européenne (UE) mise grandement sur les agrocarburants pour répondre aux enjeux climatiques en réduisant les émissions de gaz à effet de serre. Cependant, comme le souligne un rapport publié par Oxfam daté de septembre 2024, cette solution se révèlerait bien plus nocive que bénéfique. En dépit de son étiquette « verte », la production d’agrocarburants aurait des effets désastreux sur l’environnement, la sécurité alimentaire mondiale et les droits humains. En 2020, sur les 47 milliards de litres de carburants consommés dans le pays, 4 milliards étaient des biocarburants. Un autre chiffre : 15 % des huiles végétales produites dans le monde sont aujourd’hui destinées aux carburants.

Le rapport met en avant un constat alarmant : en tenant compte des émissions liées aux changements d’affectation des sols, notamment la déforestation, les agrocarburants produits à partir d’huiles végétales comme le soja, le colza et l’huile de palme émettent davantage de gaz à effet de serre que les combustibles fossiles. En 2022, le biodiesel issu de ces matières premières a généré 17 % d’émissions de plus que le diesel fossile, un paradoxe pour ce qui était initialement présenté comme une solution climatique. Les États membres de l’UE pourraient aller plus loin en réduisant le plafond sur les biocarburants de première génération pour alléger la pression exercée sur l’environnement.

Un impact direct sur la sécurité alimentaire

Au-delà des impacts climatiques, la production d’agrocarburants exerce une pression croissante sur les ressources agricoles, déjà mises sous grande tension avec la crise alimentaire mondiale. En 2022, 783 millions de personnes étaient confrontées à la faim, et, dans le même temps, l’Europe continuait d’utiliser des champs pour faire rouler ses voitures. Le rapport estime que les cultures utilisées pour les agrocarburants auraient pu nourrir 1,6 milliard de personnes si elles avaient été destinées à la consommation humaine.

L’utilisation de ces cultures vivrières pour la production de carburant contribue à une hausse des prix alimentaires, fragilisant les populations les plus vulnérables. L’huile végétale a, par exemple, doublé de prix entre 2020 et 2021. Oxfam souligne que la demande croissante en agrocarburants alimente la volatilité des prix agricoles, aggravant l’insécurité alimentaire, notamment dans les pays à faible revenu, déjà durement frappés par l’inflation. Les agrocarburants ne font pas que déplacer la production alimentaire, ils favorisent aussi l’accaparement des terres au détriment des communautés locales, compromettant leur subsistance et exacerbant les inégalités sociales.

Timothy Searchinger, chercheur à l’université de Princeton (États-Unis) et spécialiste reconnu des biocarburants, se félicite de « l’excellence et la crédibilité » du rapport d’Oxfam auprès du journal Le Monde. Selon le scientifique, « ce ne sont pas juste les biocarburants issus d’huile de soja ou d’huile de palme qu’il faut interdire, mais tous types d’agrocarburants à base d’huiles végétales ». Car tous les marchés sont liés : « lorsque l’usage de biodiesel issu d’huile de colza augmente en Europe, cela accroît les importations d’autres types d’huiles, y compris d’huile de palme. » Un exemple criant : les huiles de cuisson usagées valent aujourd’hui plus cher que les huiles vierges avec la demande croissante de l’aviation.

Une solution loin d’être durable

Les critiques ne se limitent pas aux impacts écologiques ou alimentaires. De graves violations des droits humains sont également rapportées dans les plantations destinées aux agrocarburants. Le rapport cite des exemples d’accaparement de terres, de travail forcé, de violations des droits des femmes et de précarisation des conditions de travail dans certaines chaînes d’approvisionnement, notamment en Amérique latine. Oxfam recommande à l’UE l’abandon progressif des agrocarburants issus de cultures vivrières et l’investissement dans les énergies renouvelables.

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Dans les Vosges, on croit à la décarbonation des établissements publics grâce au déploiement de réseaux de chaleur alimentés grâce à la biomasse. Plus qu’une simple tendance, les réseaux de chaleur multiplient, en effet, les avantages quand ils sont couplés à des moyens de production renouvelables. 

Porte d’entrée du massif des Ballons des Vosges, la ville d’Épinal pourrait être une de ces villes du centre de la France, dont les ruelles témoignent d’un glorieux passé industriel, mais aussi d’un avenir en pointillés pour cause d’exode rural. Pourtant, il y règne une atmosphère singulière. Si les grands producteurs textiles ont disparu, la ville a trouvé son salut grâce à une nouvelle identité : celle de capitale du bois. Outre des laboratoires de recherche, une école d’ingénieurs ou encore des évènements comme les défis du bois, cette nouvelle identité se traduit par un réseau de chaleur de 32 km principalement alimenté par trois chaufferies bois-énergies, atteignant ainsi 85 % d’énergies renouvelables.

Cet engouement est d’ailleurs contagieux, puisque dans un rayon de trente kilomètres autour du chef-lieu des Vosges, on retrouve trois projets de réseaux de chaleur bas-carbone. Le plus récent d’entre eux, situé à Mirecourt, alimentera une trentaine d’abonnés. Hôpitaux, lycées, collèges, gymnases et même un bailleur social partageront une chaleur produite par une chaudière biomasse associée à une unité de méthanisation, le tout distribué par une dizaine de kilomètres de réseaux. Du côté de Remiremont, plus au sud, c’est un réseau de 9 km, également alimenté par une chaudière biomasse, qui devrait permettre le chauffage d’une soixantaine de bâtiments. Enfin, à Thaon-les-Vosges, une chaufferie bois flambant neuve devrait produire pas moins de 10 GWh d’énergie par an, destinés à alimenter 49 sous-stations. Si une chaudière de secours à énergie fossile sera intégrée au réseau, le réseau sera décarboné à 95 %.

La biomasse, solution idéale pour décarboner les bâtiments publics ?

Même de taille modeste, les réseaux de chaleur urbains constituent une solution intéressante pour permettre la décarbonation énergétique des bâtiments publics, et même des immeubles de logements. En effet, la mutualisation des équipements de chauffage et de production d’eau chaude permet de limiter les émissions grâce à une plus grande efficacité énergétique. Cette efficacité favorise également une meilleure gestion des matières premières.

Enfin, si les réseaux de chaleur demandent des investissements financiers très importants, ils permettent généralement un coût de l’énergie plus faible grâce à une efficacité accrue, et une moins grande vulnérabilité aux variations de prix des matières premières.

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L’entreprise est en grande difficulté depuis son rachat en 2012 par Électricité de France (EDF). Alors qu’une lutte acharnée contre l’inondation du marché photovoltaïque par la Chine la fait vaciller, la voilà engagée dans un rachat par la startup Carbon.

En 2021, l’arrivée des méga usines, les « gigafactories », célébrées en grande pompe à l’Élysée, pouvait menacer les producteurs français de panneaux solaires. Déjà bien installé, Photowatt et ses 170 salariés craignaient d’être pris entre le marteau et l’enclume : la baisse des prix induite par la concurrence chinoise et les gigafactories venues la contrer par la production de masse.

À peine achetée en 2012 par la filière renouvelable d’EDF, la maison mère cherchait un repreneur pour Photowatt. Il est le seul fabricant de lingots de silicium français, et ne produit plus aujourd’hui que des wafers et assemble des panneaux. Le rachat avait été orchestré par Nicolas Sarkozy, en pleine campagne de présidentielle. Ce coup avait été dénoncé par son rival d’antan, François Hollande.

La startup Carbon en lice pour le rachat

EDF peine depuis des années à redresser Photowatt. Dotée d’une capacité de production annuelle de 250 mégawatts (MW), la startup du sud de la France Carbon s’est proposée pour la racheter l’entreprise installée à Bourgoin-Jallieu en Isère.

Carbon et EDF Renouvelables, une filiale à 100 % d’EDF, « sont parvenus à un projet d’accord pour la cession de Photowatt», lequel projet « prévoit le maintien de l’emploi sur le site de Bourgoin-Jallieu », a indiqué Carbon. « L’objectif, c’est d’assurer la croissance de Photowatt sur le long terme et de pérenniser l’expertise », sans pouvoir donner plus de détails avant que les salariés ne soient informés. Côté EDF, pas plus de détails n’a été donné à la presse. L’entreprise renationalisée tiendra Conseil social et économique (CSE) le 19 septembre, lequel dessinera les contours de la vente.

Des salariés inquiets

Cédric Thuderoz, coordinateur régional de la CGT Énergie est inquiet. Intégrer Carbon représente un saut dans l’inconnu. D’abord, concernant la production, l’échelle n’a rien à voir. 250 MW pour Photowatt contre une ambition de 20 000 MW pour Carbon d’ici 2030. EDF, fort de sa nationalisation, laisse sa filiale à une startup dont la même source, doute des capacités à lever les 1,4 milliard d’euros pour sa gigafactory.

Autre symbole de la dissymétrie dans le rachat : EDF finance « en grande partie » l’opération de reprise pour adapter le site, « car Carbon n’en a pas les moyens ». Les salariés considèrent qu’EDF « cherche à soigner son image en déléguant la fermeture de Photowatt à un tiers ».  Alors que le siège et le plus grand site de production de Carbon se situeront à Fos-sur-mer, le futur nous dira où le centre de gravité se déplacera, anéantissant ou conservant Photowatt.

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EDF va-t-il être pénalisé par une nouvelle taxe XXL ? Alors que l’énergéticien français sort à peine la tête de l’eau, le gouvernement sortant envisageait de taxer les producteurs d’électricité en France à hauteur de 3 milliards d’euros.  

Ce n’est un secret pour personne, les finances publiques françaises sont pour le moins inquiétantes, et la situation ne semble pas prête de s’arranger. Déjà, en 2023, le déficit public s’était révélé plus important que prévu. Selon un récent courrier des ministres, il semblerait que la France soit de nouveau dans la même situation. Alors que le déficit public était annoncé à 5,1 %, Bercy l’estime désormais à 5,6 %. Pire encore, si l’État ne parvient pas à faire 60 milliards d’euros d’économie, en 2025, il pourrait grimper à 6,2 % au lieu des 4,1 % initialement annoncés.

Face à cette situation, depuis le printemps, les équipes du ministère de l’Économie cherchent désespérément des moyens de générer des financements, et ainsi combler ces immenses déficits. Parmi les axes de réflexion : une nouvelle taxe sur l’énergie aurait été envisagée. Étant donné que la taxe sur les superprofits ne rapporte plus suite à la baisse des prix de l’électricité, le gouvernement aurait imaginé une taxe sur la production d’énergie en France, qui concernerait les centrales de plus de 260 MW. Avec un tel intitulé, difficile de ne pas comprendre qu’EDF est la principale cible de ce potentiel nouveau mécanisme financier, qui pourrait rapporter environ 3 milliards d’euros à l’État.

Un impact direct sur les capacités d’investissements ou sur le prix de l’électricité ?

Il est vrai qu’au premier semestre 2024, EDF a affiché une forme olympique, enregistrant un bénéfice net de 7 milliards d’euros pour un chiffre d’affaires de 60 milliards d’euros sur les six premiers mois. Pourtant, malgré cette belle remontée de l’énergéticien français, qui coïncide avec une hausse des exportations, la situation financière d’EDF reste compliquée.

EDF doit, en effet, faire face à une dette colossale de 54 milliards d’euros, ainsi qu’à de très gros investissements indispensables pour répondre aux enjeux de la transition énergétique. En novembre dernier, Luc Rémont, PDG d’EDF, a annoncé vouloir augmenter les investissements du groupe pour atteindre 25 milliards d’euros par an. Selon le PDG, ces investissements répondent aux besoins de maintenance du parc nucléaire, ainsi qu’à la construction des nouveaux réacteurs.

Compte tenu de cette situation, la « taxe EDF », comme l’appellent les équipes de l’énergéticien, risque de pénaliser les efforts du groupe pour redresser la barre et assurer la production électrique de demain. Cette taxe pourrait, soit, entacher les capacités d’investissements d’EDF, soit se répercuter sur le prix de l’électricité pour les français. Il reste maintenant à savoir si le nouveau gouvernement poursuivra cette voie, ou non.

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Les Émirats arabes unis (EAU) ont franchi une étape historique en annonçant la mise en service complète de la centrale nucléaire de Barakah. Située à l’ouest d’Abu Dhabi, cette centrale est désormais pleinement opérationnelle après l’activation de son quatrième réacteur.

Avec une production annuelle de 40 TWh d’électricité, Barakah couvrira jusqu’à 25 % des besoins en énergie des Émirats, pays traditionnellement dépendant de ses réserves pétrolières. Ce projet, d’une valeur de 24,4 milliards de dollars, avait lancé ses activités en 2020 et commercialisé ses premiers mégawattheures en 2021. L’État fédéral compte sept émirats pour une population de 9,3 millions d’habitants, dont environ 80 % d’expatriés. Les besoins en électricité ne cessent d’y augmenter à mesure que les étés caniculaires s’intensifient.

La centrale de Barakah a permis aux EAU de devenir le premier pays du monde arabe à se doter d’une centrale électronucléaire. Si l’Iran avait déjà pris les devants dans la région, l’Arabie saoudite aspirait également à rejoindre ce cercle fermé en s’équipant de ses propres infrastructures nucléaires.

Un pilier de la transition énergétique aux Émirats arabes unis

Les Émirats, malgré leur rôle de premier plan dans l’exportation mondiale de pétrole, affichent leur volonté de diversifier leur mix énergétique. Outre le nucléaire, ils investissent dans les énergies renouvelables, une démarche soutenue par des engagements pris lors de la Conférence des Nations unies sur le climat (COP28) qui s’est tenue l’année dernière dans le pays.

La production électrique de Barakah n’alimentera pas uniquement les foyers, mais jouera aussi un rôle dans l’économie industrielle des Émirats. Abu Dhabi National Oil Company (ADNOC), Emirates Steel et Emirates Global Aluminium sont parmi les grandes entreprises qui bénéficieront de cette nouvelle source d’énergie pilotable et décarbonée.

Des enjeux géopolitiques à surveiller

Le programme nucléaire émirati reste purement civil, insistent les autorités du pays. Elles assurent qu’il ne contient aucun volet militaire, dans un contexte de tensions régionales accrues. « Les Émirats restent attachés aux normes les plus élevées de sécurité et de non-prolifération nucléaires ainsi qu’à une coopération solide et continue avec l’AIEA et les partenaires nationaux et internationaux », avait souligné en février Hamad Alkaabi, le représentant des EAU auprès de l’Agence internationale de l’énergie atomique. Toutefois, la centrale de Barakah, séparée des côtes iraniennes seulement par les eaux du Golfe, suscite des inquiétudes chez certains voisins comme le Qatar, qui la considère comme une menace potentielle pour la paix régionale. Abou Dhabi est en froid diplomatique avec le Qatar, avec lequel il n’entretient plus de relations officielles depuis juin 2017.

La production de la centrale nucléaire de Barakah peut être suivie en temps réel sur le site de l’Agence émiratie de l’énergie nucléaire.

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Après 4 ans de fonctionnement, le parc éolien WindFloat Atlantic, premier projet à flotteurs semi-submersibles, continue de surprendre grâce à une production plus importante que prévu. Le site portugais vient de dépasser les 300 GWh produits, mais son facteur de charge reste inférieur à la moyenne des éoliennes en mer européennes.

En juillet 2020, le consortium Windplus annonçait la mise en service de WindFloat Atlantic, au large de Viana do Castelo au Portugal. Il s’agit du premier parc éolien équipé de flotteurs semi-submersibles au monde, lancé dans un contexte difficile de pandémie mondiale. Quatre ans plus tard, malgré cet accouchement difficile, les résultats sont à la hauteur des attentes. Au cours de ces 4 années d’exploitations, les 3 turbines Vestas de 8,4 MW auront réalisé une production stable, quoi qu’en légère hausse, en témoignent les 78 GWh produits en 2022, et les 80 GWh produits en 2023, pour un total de 320 GWh.

Avec ces 320 GWh d’électricité produits en 4 ans, le parc affiche donc un facteur de charge de 36,3 %. S’il est très loin du parc Hywind Scotland, qui affiche un facteur de charge record de 54 %, c’est mieux que le parc éolien de Saint-Nazaire, qui affiche un facteur de charge de 34,7 % pour sa première année complète d’exploitation. De manière plus globale, le parc WindFloat Atlantic est légèrement en dessous de la moyenne européenne des parcs éoliens en mer, affichée à 38 %.

Une analyse sous-marine confirme son faible impact sur la biodiversité

À l’occasion de ce quatrième anniversaire, des observations ont été réalisées afin de mesurer l’impact du parc sur son environnement direct. L’étude observationnelle a permis d’identifier plus de 270 espèces vivant à proximité du parc, sans effet négatif sur les mammifères marins ou les oiseaux. Grâce à ces observations, les chercheurs ont constaté que les structures flottantes ont joué le rôle de récif, favorisant ainsi le développement de la vie sous-marine.

Destiné à produire de l’électricité pour les 25 prochaines années, le parc devrait être le siège de nombreuses expérimentations, comme le récent test d’un robot d’inspection destiné à réduire les coûts de maintenance des parcs offshore.

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Alors qu’elle devait entrer en service en octobre, une centrale éolienne terrestre basée au sud de la Chine a été dévastée par le super typhon Yagi – le plus puissant à avoir frappé l’Asie depuis janvier 2024. Malgré des efforts déployés par le développeur du projet, une grande partie des éoliennes n’a pas pu résister à la violence de la tempête.

Après avoir fait des ravages sur l’île de Luzon aux Philippines, le super typhon Yagi a poursuivi sa trajectoire vers la Chine. Le vendredi 6 septembre à 16 h 20, il a touché terre dans le golfe de Mulan, à Wenchang, dans la province de Haïnan, île située au sud du pays. Avec des vents violents supérieurs à 230 km/h, et des pluies torrentielles, la tempête n’a pas épargné la ville de Wenchang qui fait état d’au moins 4 morts, 95 blessés, et des dommages matériels importants. La centrale éolienne terrestre de l’entreprise chinoise Huaneng Haïnan Power Generation a été l’une des infrastructures les plus touchées. Selon des rapports, au moins six éoliennes du parc ont été endommagées, certaines totalement détruites. Les dégâts sont majeurs, et les pertes enregistrées sont probablement très élevées.

Il est à noter que la ferme éolienne de Wenchang est en cours de modernisation en vue d’étendre sa capacité. Initialement mise en service en 2009 avec une puissance de 48 MW, cette installation comportait 32 éoliennes de 1,5 MW chacune. Dans le cadre du projet actuel d’extension, 30 de ces turbines sont en train d’être remplacées par 16 éoliennes plus grandes d’une puissance unitaire de 6,5 MW pour atteindre un total de 104 MW. Cependant, les images diffusées révèlent que les appareils détruits étaient ceux qui avaient été nouvellement installés, en attente de leur mise en service prévue pour octobre.

Des préparations insuffisantes ?

En prévision de la tempête, la société avait inspecté les bases des mâts et mobilisé des équipes spécialisées pour vérifier le bon fonctionnement du système de drainage. Cependant, comme l’a prouvé le niveau des dégâts, ces mesures étaient insuffisantes. Selon Qin Haiyan, secrétaire général de l’Association chinoise de l’énergie éolienne, les dommages pourraient avoir été accentués par le fait que le site était hors service. Cela aurait empêché les éoliennes d’activer leur système anti-typhons. En outre, bien que les nouvelles turbines puissent théoriquement résister à des vents jusqu’à 50 m/s, les vents de Yagi ont dépassé cette limite en atteignant 62 m/s. Sur LinkedIn, un membre a suggéré que l’entreprise aurait dû démonter les pales avant l’arrivée de la tempête pour minimiser les risques.

Quoi qu’il en soit, l’impact de Yagi illustre bien la nécessité pour les entreprises de renforcer leurs mesures de sécurité face à l’intensification des catastrophes naturelles due au changement climatique. Dans le secteur de l’éolien, plusieurs opérateurs redoublent déjà d’efforts en matière de recherche et développement afin de mieux affronter ces déchaînements de la nature. Pour sa part, l’entreprise chinoise Mingyang Smart Energy a conçu une éolienne flottante en V qui aurait fait ses preuves lors du passage du super typhon grâce à sa technologie d’alignement automatique à la direction du vent.

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L’industrie française émet 31 % de CO2 de plus que l’industrie allemande. Voilà la conclusion que l’on pourrait tirer à la lecture des données récoltées en 2021 par l’organisme Eurostat. Face à ce constat un peu simpliste, un Think tank industriel a fait un travail d’analyse de ces données, montrant en réalité que les industries des deux pays sont très proches. Surtout, les chiffres obtenus montrent à quel point la route vers la décarbonation reste longue.

Lorsque l’on consulte les données recueillies par Eurostat concernant les émissions de CO2 des secteurs industriels français et allemands, on constate que l’Allemagne émet nettement moins de CO2 que la France, lorsque ces émissions sont rapportées à la valeur créée en euros. L’industrie française émet 380 g CO2/€ de valeur ajoutée (VA) tandis que l’Allemagne émet 290 g CO2/€ de VA. Pourtant, derrière ces chiffres se cache une vérité plus complexe, récemment détaillée par le Think tank industriel français « La fabrique de l’industrie ». Celui-ci explique, en effet, que ces émissions ne correspondent qu’au scope 1 des industries françaises et allemandes, c’est-à-dire à leurs émissions directes. Toujours selon le Think tank, lorsque l’on compare le scope 2 de ces mêmes industries, on constate que la France est alors 4 fois moins émettrice de CO2. Le cumul des deux scopes donne ainsi des émissions très proches, de l’ordre de 371 g CO2/€ VA pour la France, contre 359 g CO2/€ VA pour l’Allemagne.

La difficile comparaison des émissions de CO2 entre deux pays

Pour aller plus loin, « La fabrique de l’industrie » a également mis en avant l’ensemble des limites et biais qui peuvent venir fausser ce type de comparaison. D’abord, la manière de comptabiliser les émissions de CO2 n’a pas encore été uniformisée entre les pays, ce qui peut entraîner des différences significatives. Pour prendre en compte l’ensemble des émissions de CO2 d’une industrie, il serait également nécessaire de prendre en compte les émissions de scope 3, mais là encore, il n’existe pas de stratégie de mesure commune qui permettrait de faire des comparaisons fiables. Outre les différences de mesures, les industries françaises et allemandes ont chacune leurs spécificités, ce qui génère des biais de composition sectorielle. Par exemple, il y a une plus grande concentration de valeur ajoutée dans l’industrie française dans les segments les plus émissifs comme la métallurgie. Ces segments plus émissifs représentent 21 % de l’industrie française, contre 15,5 % de l’industrie allemande.

Enfin, on peut également noter un biais de gamme : en moyenne, l’industrie allemande crée plus de valeur économique par unité de production, ce qui a tendance à faire baisser artificiellement la quantité d’émissions de CO2 par unité de production. Cette différence est particulièrement visible dans l’industrie automobile : les voitures allemandes coûtent, en moyenne, plus cher que les voitures françaises.

L’électrification, clé de voûte de la décarbonation industrielle

Derrière ces chiffres se cachent des différences clés entre les deux pays. L’Allemagne affiche, par exemple, une longueur d’avance sur les carburants alternatifs, ou encore sur l’économie circulaire. À l’inverse, le nucléaire reste un très net avantage pour la France, qui bénéficie d’un mix électrique bien plus vertueux que son voisin. Si cette production nucléaire permet de faire baisser les émissions de scope 2 de la France, elle devrait également constituer un avantage pour les années à venir, car l’industrie européenne dans son ensemble est amenée à s’électrifier de plus en plus. D’ailleurs, les deux pays se sont déjà engagés dans cette voie. Pour soutenir leur décarbonation, la Commission Européenne a approuvé une aide de 2,2 milliards d’euros à l’Allemagne, et de 4 milliards d’euros à la France dans ce sens.

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Vingt ans après une première tentative, Orano repart à la conquête des États-Unis avec un objectif en tête : doper ses capacités d’enrichissement d’uranium grâce à la construction d’une usine flambant neuve dans le Tennessee. Entre cette annonce, et les 1,7 milliard d’euros investis à l’usine Georges Besse 2 du Tricastin, Orano affiche clairement ses ambitions internationales, et compte bien devenir un poids lourd mondial de l’enrichissement d’uranium.

En signant, il y a quelques mois, une loi destinée à mettre fin à la dépendance des États-Unis envers la Russie concernant l’uranium enrichi, Joe Biden a déclenché une course qu’Orano compte bien terminer en tête. Le groupe français Orano, ex-Areva, vient en effet d’annoncer son intention de construire une usine d’enrichissement à Oak Ridge, dans le Tennessee. Si le site d’implantation a été choisi, Orano travaille désormais avec ses clients afin de mettre en place des partenariats de longue durée. Selon Orano, la viabilité de ce projet ne pourra être assurée qu’à travers des engagements à long terme de la part des électriciens.

Outre la fin des importations d’uranium russe d’ici 2028, la loi signée par Joe Biden prévoit des subventions à hauteur de 2,7 milliards de dollars pour toute implantation d’usines d’enrichissement sur son sol. Si tout se passe comme prévu, Orano espère pouvoir débuter la production d’uranium enrichi au début des années 2030.

Du combustible pour les prochaines générations de réacteur

Ce n’est pas la première fois qu’Orano envisage de construire une usine sur le sol américain. En 2007 déjà, l’entreprise française s’était associée au japonais Mitsubishi pour construire une usine d’enrichissement de 2 milliards de dollars dans l’Idaho. Néanmoins, l’accident de Fukushima aura raison du projet qui sera finalement abandonné.

La nouvelle usine prévue par Orano devrait être tournée vers le futur. Outre une capacité à adapter son combustible aux taux d’enrichissement requis par ses clients, le groupe français devrait également y produire du combustible de type HALEU (High-Awway Low-Enriched). Celui-ci devrait permettre aux futurs réacteurs d’atteindre un meilleur rendement. C’est ce type de carburant qui sera utilisé dans les SMR.

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Les prix négatifs se multiplient sur les marchés de gros de l’électricité, et ce n’est pas une bonne nouvelle : ils traduisent un problème d’adéquation de l’offre et de la demande. Pour réduire ces épisodes, et limiter le risque d’une multiplication à l’avenir, Réseau de transport d’électricité (RTE) nous montre que le régime d’obligation d’achat doit être remplacé par une généralisation du complément de rémunération.

Vous cherchez une source de données sur le réseau électrique français ? Les bilans électriques de RTE sont faits pour vous. Publiés chaque année, ils sont une mine d’information pour qui cherche à comprendre les grands chiffres, et les grandes tendances du paysage électrique français. C’est aussi l’occasion pour RTE de mettre en avant ses recommandations concernant la stabilité du réseau électrique et plus généralement les modalités de la transition énergétique.

Le bilan du premier semestre 2024 est de cette nature. On y apprend beaucoup de choses. Par exemple, on lit que la France a battu sur le semestre son record d’exportations nettes d’électricité, à hauteur de 43 TWh, quantité que RTE compare à la consommation annuelle d’un pays comme le Portugal. Cela semble une bonne nouvelle, donc, pour l’industrie énergétique française. Mais RTE propose également des informations qui lui permettent de motiver une généralisation du passage du régime d’obligation d’achat au régime de complément de rémunération. Penchons-nous sur ce sujet en détail.

L’influence des mécanismes de rémunération sur l’équilibre du réseau

Il existe aujourd’hui deux grands régimes permettant de rémunérer les moyens de production renouvelables non pilotables, comme les centrales solaires en toiture installées par les particuliers : l’obligation d’achat et le complément de rémunération. Dans le cadre de l’obligation d’achat, l’électricité renouvelable est achetée à un prix fixé par EDF OA ou par une entreprise locale de distribution (ELD), indépendamment du prix du marché, et indépendamment des besoins réels en électricité ; cela implique que cette électricité peut être produite même lorsque l’offre excède la demande, et notamment dans les situations où les prix du marché deviennent négatifs.

Le mécanisme de complément de rémunération a été introduit en 2015 par la loi de Transition Énergétique. Dans ce cadre, le producteur d’électricité renouvelable vend sa production sur les marchés, et ce, aux prix du marché. Cette vente est effectuée directement par le producteur ou par le biais d’un intermédiaire, appelé « agrégateur ». Ensuite, la différence par rapport à un tarif de référence, fixé par la filière, est ensuite versé par l’obligé au producteur.

Ces deux mécanismes agissent différemment sur la mise en production des capacités intermittentes, notamment lorsque les prix sont négatifs. Dans ces situations, en obligation d’achat, il n’y a pas d’incitation à réduire la production, tandis qu’en complément de rémunération, il y a une incitation à éviter les prix négatifs, et donc à ne pas produire lors de ces épisodes.

Pour une répartition plus équitable de l’effort de stabilisation du réseau

L’objectif du complément de rémunération est d’inciter les producteurs à adapter leur production à l’état du marché, et notamment à réduire leur production dès lors que les prix sont négatifs. RTE relève que le nombre d’heures à prix négatifs augmente avec le temps : 53 heures au 1ᵉʳ semestre 2023, contre 233 heures au 1ᵉʳ semestre 2024.

Ces épisodes de prix négatifs correspondent à la conjonction entre une consommation électrique faible, à une amélioration de la disponibilité du parc de production conventionnel (+ 19 TWh pour le nucléaire par rapport à 2023), et à une augmentation de la production renouvelable. Cette dernière n’est pas négligeable sur le semestre : +11,1 TWh pour l’hydraulique, + 0,8 TWh pour l’éolien et + 0,5 TWh pour le solaire, toujours par rapport à 2023.

RTE indique que la charge d’adaptation de la production à l’équilibre de l’offre et de la demande doit être supportée par tous les producteurs. Or les moyens renouvelables assureraient cette charge dans une moindre mesure. Pour montrer ce point, RTE utilise la notion de consommation résiduelle : il s’agit de la part de la production qui n’est pas couverte par les énergies renouvelables, et qui doit donc être couverte par les moyens conventionnels (nucléaire, thermique à flamme et hydraulique pilotable). Cette consommation varie quotidiennement en fonction de la consommation et des conditions environnementales qui gouvernent la production renouvelable.

L’amplitude quotidienne de la consommation résiduelle varie plus fortement en 2024 qu’en 2023. RTE cite notamment le cas de la différence de consommation résiduelle entre la pointe du matin et le creux de fin d’après-midi au cours d’un jour de printemps : elle est ainsi passée de 5,3 GW en moyenne en 2014 à 8,0 GW en 2023.

Les installations éoliennes et solaires sous obligation d’achat représentent environ 24 GW de puissance installée, par rapport à une capacité totale de 44 GW environ. RTE propose ainsi pour que les nouvelles installations soient développées sous le régime du complément de rémunération, et que les installations actuelles de grande taille actuellement sous le régime d’obligation d’achat soient également incitées à moduler leur production en fonction des besoins.

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