Les groupes électrogènes sont toujours essentiels pour alimenter certains évènements et chantiers en cas d’absence de réseau électrique, mais ils sont en passe d’être remplacés progressivement par des alternatives « zéro émission » à batterie, entre autres. 

Si l’électrification des usages se poursuit, elle reste difficile à mettre en œuvre pour des besoins ponctuels sur des sites isolés, où le réseau électrique est insuffisant ou indisponible. Pour pallier cette situation, en particulier dans la construction ou l’évènementiel, le français Sirea a mis au point une gamme de Mobile Storage System (MSS), aussi appelés groupes électro-mobiles. Cette gamme de systèmes de stockage mobiles est destinée à remplacer les traditionnels groupes électrogènes, et s’échelonne en plusieurs puissances et plusieurs autonomies.

On retrouve des modèles de 30 kW, 50 kW et même 100 kW. Chaque version est disponible avec une autonomie de 2 heures ou 4 heures à pleine puissance. Ces équipements, dont les batteries sont issues de la filière du recyclage, sont tous fabriqués en France, dans le Tarn. Le système de gestion d’énergie a été entièrement conçu par Sirea. Même l’automate dédié, appelé MicroARM-A12, est certifié « origine France ». La combinaison des batteries et du système de gestion permet un pilotage à distance depuis un smartphone ou un ordinateur, une programmation de la recharge et même un bridage de la puissance pour en augmenter l’autonomie.

Une autonomie encore contraignante dans certains cas

Tout comme Sirea, Enedis travaille également sur ses propres groupes électrogènes zéro émission. Conçus en partenariat avec Nidec, ces groupes électrogènes « zéro émission » sont destinés à alimenter temporairement des clients lors de coupures pour travaux ou en cas d’incidents sur le réseau électrique. Pour l’heure, Enedis expérimente trois modèles différents de 60 kW, 160 kW et 400 kW avec une autonomie comprise entre 2 heures et 3 heures. D’ailleurs, l’un de ces groupes sera utilisé comme source d’alimentation lors de l’épreuve d’équitation cross-country des Jeux olympiques, qui se tiendra dans le parc de château de Versailles.

Ces solutions de stockage mobiles sont une alternative intéressante aux groupes électrogènes pour de courtes périodes. Néanmoins, leur autonomie est encore un facteur limitant, à l’image des modèles développés par Sirea ou Enedis, dont l’autonomie ne dépasse pas les 4 heures à pleine puissance. Pour disposer d’autonomies plus importantes, Enedis développe également des groupes électrogènes alimentés avec de l’hydrogène. D’autres entreprises travaillent au développement de systèmes photovoltaïques temporaires qui pourraient être déployés en quelques minutes.

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Fini le bonnet d’âne. Malgré un retard conséquent face à ses voisins européens, la France semble déterminée à devenir un acteur majeur dans le développement des énergies renouvelables et surtout de l’éolien offshore flottant. Si l’attribution du parc Bretagne Sud est un pas dans cette direction, le projet PAREF, qui vise à révolutionner les technologies d’ancrage pour l’éolien flottant, en est un autre.  

En 2024, la France affiche clairement sa volonté d’accélérer dans le domaine de l’éolien offshore et les nouvelles se multiplient à ce sujet. Outre l’attribution du parc Bretagne Sud, ou la subvention de deux nouveaux parcs à Oléron et Centre Manche 2, c’est un projet de recherche et développement portant sur l’ancrage des éoliennes flottantes qui va être subventionné dans le cadre de France 2030 par l’ADEME. Le projet est appelé PAREF, pour « pieux à ailettes réutilisables pour éoliennes flottantes à ligne tendue minimisant l’impact sur le milieu marin ». Mené par Technip énergies, l’université Gustave-Eiffel, Valeco et la fondation Open-C, le projet devrait théoriquement permettre l’industrialisation de technologies innovantes pour les parcs éoliens flottants. Ce nouveau système d’ancrage doit notamment en réduire les coûts, et ainsi que l’impact environnemental grâce à une possible réutilisation.

Une partie intégrante d’un plus vaste projet

Ce projet fait partie d’un projet plus global appelé NextFloat. Celui-ci vise à mettre en place un prototype d’éolienne flottante sur le site d’essais méditerranéen de Mistral, situé au large de Port-Saint-Louis-du-Rhône. Le prototype choisi, appelé X1 Wind, affiche une puissance de 6 MW, et a la particularité de s’orienter face au vent de manière passive, contrairement aux éoliennes traditionnelles dont la turbine s’oriente tandis que le mât reste fixe. Ce design singulier permet, en théorie, de réduire le coût de l’éolienne, notamment grâce à une structure moins massive. Si les campagnes d’essais se montrent concluantes, ce système pourrait être mis à l’échelle pour atteindre une puissance supérieure à 20 MW.

Dans le cadre de ce projet, le système d’ancrage PAREF sera testé pour au moins deux ans. Outre l’évaluation de ses performances techniques, ce test en conditions réelles permettra également d’évaluer l’impact de l’ancrage sur le fond marin. D’ailleurs, les différentes équipes amenées à travailler sur le projet NextFloat devraient également analyser les espèces attirées par les flotteurs de l’éolienne, et tester des récifs artificiels complexes.

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Les turbiniers européens risquent-ils de tomber sous les assauts de leurs concurrents chinois ? La question se pose de plus en plus, alors qu’un premier parc offshore allemand vient d’être attribué au constructeur MingYang Smart Energy. Ce dernier s’est engagé à fournir 16 éoliennes d’une puissance de 18,5 MW à l’horizon 2028.

Suite à un appel d’offre international lancé à la fin de l’année 2023, le développeur allemand Luxcara vient de signer un accord avec la société chinoise Mingyang Smart Energy pour équiper le futur parc éolien offshore Waterkant, dans la mer du Nord allemande. Ce parc, qui devrait produire l’équivalent de la consommation d’environ 400 000 foyers, devrait ainsi être équipé de 16 éoliennes d’une puissance de 18,5 MW, pour une puissance totale proche des 300 MW. À noter qu’aucune éolienne d’une telle puissance n’est actuellement commercialisée dans le monde, il s’agit donc d’un petit pari technologique. Si peu d’informations supplémentaires ont été communiquées, Mingyang aurait indiqué que les turbines seraient entièrement fabriquées à partir d’énergies renouvelables.

L’industrie éolienne européenne en danger ?

L’arrivée de la Chine sur le marché européen avait déjà été amorcée par un partenariat signé entre Mingyang Smart Energy et Opergy Group, spécialiste anglais des énergies renouvelables, pour accélérer le développement de l’éolien au Royaume-Uni. Cette nouvelle vient donc, en quelque sorte, confirmer cette incursion chinoise dans le marché de l’éolien. Si certains, y compris Luxcara, y voient là un moyen de favoriser la concurrence indispensable dans le milieu industriel, d’autres y voient une menace. En l’absence d’une réglementation européenne permettant d’éviter toute forme de concurrence déloyale, l’arrivée de la Chine pourrait, en effet, mettre à mal les grands turbiniers européens. C’est d’ailleurs ce qui s’est produit sur le marché des panneaux photovoltaïques. Le raz de marée chinois est venu souffler toute l’industrie européenne, engendrant de nombreuses fermetures d’usines, comme le site de Solarwatt à Dresde, ou encore le site français de Systovi.

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Grâce à un sol riche en lithium dans le Grand-Est et dans le Massif Central, la France pourrait bien regagner en souveraineté sur ce métal important pour la transition énergétique. Pour y parvenir, un projet de mine souterraine dans l’Allier vient d’être reconnu comme « projet d’intérêt national majeur », une nouvelle qui devrait accélérer le processus d’ouverture du site. 

Si la France n’a pas ouvert de nouvelle mine depuis une cinquantaine d’années, la situation est sur le point de changer. Un projet de mine de lithium, qui pourrait ouvrir au cœur de l’Allier, vient d’être ajouté à la liste des « projets d’intérêt national majeur ». Rendu possible par la loi industrie verte d’octobre dernier, ce statut permet notamment d’accélérer les procédures d’implantation. Ce projet, porté par la société Imerys, s’inscrit dans la ligne directrice du gouvernement qui vise la production d’environ deux millions de véhicules électrifiés par an sur le territoire national d’ici 2030. Or, cette mine devrait permettre l’extraction de 34 000 tonnes d’hydroxyde de lithium par an, soit l’équivalent de 700 000 batteries de voitures électriques, pendant 25 ans.

Pour atteindre cette production, la mine devrait être implantée sous l’actuelle carrière de Kaolin de Beauvoir. Si tout va bien, à partir de 2028, des galeries seront creusées sous terre, à une profondeur comprise entre 50 mètres et 400 mètres de profondeur. Le minerai sera ensuite traité dans une usine d’extraction à proximité directe de la mine. Le minerai obtenu sera ensuite transformé dans un atelier de chargement situé à Saint Bonnet-de-Rochefort, à une quinzaine de kilomètres de là. Enfin, le minerai obtenu sera transformé en hydroxyde de lithium dans une usine de conversion située à Montluçon. Au total, il faudra extraire 100 tonnes de minerai pour atteindre une tonne de lithium.

Conférer à la France un atout géopolitique essentiel de la transition écologique

Cette mine, qui serait l’une des plus importantes d’Europe, pourrait devenir un atout majeur de la France en matière de transition énergétique. En effet, le lithium joue un rôle essentiel face aux enjeux de stockage de l’énergie qui accompagnent l’électrification des usages. On le retrouve dans les batteries de nos objets du quotidien, mais également des voitures électriques ou encore des batteries stationnaires (BESS). Si le lithium est présent un peu partout dans le monde, son extraction est principalement concentrée entre l’Australie (47 % de la production), l’Amérique du Sud (30 %) et la Chine (15 %). Avec cette mine, la France deviendrait un producteur de classe mondiale, capable de générer près de 25 % de la production mondiale de 2022. D’ailleurs, on ne trouve pas de lithium que dans l’Allier, puisque des projets d’extraction du précieux métal ont lieu dans le Grand-Est. La technique d’extraction y est cependant différente puisque le lithium se trouve dissous dans des saumures géothermales, c’est-à-dire des eaux souterraines salées.

Au prix d’un impact environnemental ?

Néanmoins, si l’extraction de ce lithium est une aubaine pour la transition énergétique française, elle pose question d’un point de vue environnemental. Extraire le lithium nécessite de très grandes quantités d’électricité. Selon les chiffres de l’entreprise en charge du projet, les 4 sites industriels consommeraient environ 446 GWh par an, soit la moitié de la consommation annuelle du département. Outre cette consommation électrique, le processus d’extraction nécessite énormément d’eau, à raison de 600 000 mètres cubes par an. Sur ce sujet, Imerys s’est voulue rassurante en indiquant que les nappes phréatiques ne seraient pas touchées, et que 90 % de l’eau utilisée serait recyclée. Enfin, la raffinerie, qui permet la conversion du lithium en hydroxyde de lithium, serait alimenté à partir d’une station d’épuration proche du site. Malgré ces nouvelles, à l’issue du débat public qui se tient actuellement et jusqu’au 31 juillet, Imerys devra vraisemblablement montrer patte blanche sur ses objectifs en matière de préservation de l’environnement, et apporter des études environnementales précises aux habitants locaux.

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Les solutions de production d’électricité à domicile se multiplient à mesure que les panneaux photovoltaïques deviennent de plus en plus abordables. Nouveau symbole de cette démocratisation, une société française vient de présenter un carport dont on peine à croire qu’il est équipé de panneaux solaires. 

Au premier abord, le carport qu’a exposé la société KparK énergies à la foire de Paris, en avril dernier, a tout d’un modèle normal. On y voit une élégante structure en aluminium gris anthracite, recouverte d’un toit blanc. Mais en réalité, ce carport cache une particularité qui lui a valu le grand prix de l’innovation dans la catégorie maison. Son toit est, en effet, recouvert de plusieurs panneaux solaires permettant de recharger une voiture électrique pendant qu’elle est stationnée. En fonction de la taille choisie, on retrouve 8 ou 12 panneaux photovoltaïques bifaciaux et biverre d’une puissance de 425 Wc chacun. Au total, le grand modèle possède donc 5 kWc. Le caractère bifacial des panneaux permet d’assurer une production similaire à des panneaux mono-faciaux qui seraient inclinés à 15°, et est amplifié par l’albédo de la toiture blanche. Ce choix technologique permet ainsi de laisser intact le design du carport. Si l’autoconsommation de l’énergie produite est privilégiée, KparK propose deux manières de gérer le surplus de production. La première solution consiste à revendre ce surplus à EDF, mais il est également possible d’avoir recours à un service de batterie virtuelle.

De l’aluminium bas-carbone en provenance de Norvège

Pour aller au bout de sa démarche, KparK Énergies a souhaité réaliser la structure de ses carports en aluminium bas-carbone. L’entreprise a donc opté pour l’Hydro Reduxa, un aluminium principalement transformé dans des fonderies situées en Norvège. Celles-ci étant principalement alimentées par l’hydroélectricité, elles permettent de produire de l’aluminium dont l’impact carbone est de seulement 4 kg CO2e / kg d’aluminium. Ce chiffre est particulièrement impressionnant quand on le compare à la moyenne européenne de la production d’aluminium qui s’élève, selon la base Empreinte de l’ADEME, à 7,8 kg CO2e / kg d’aluminium.

Côté tarif, le fabricant annonce une fourchette de prix de l’ordre de 800 à 1000 euros par mètre carré, soit un coût assez proche d’une pergola bioclimatique. Cela permet ainsi d’obtenir un carport une place de 19 mètres carrés pour moins de 20 000 euros, et un carport 2 places de 32 mètres carrés pour moins de 30 000 euros.

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Depuis leur démocratisation, les éoliennes n’ont quasiment pas changé de forme, mais de nombreux chercheurs et fabricants du monde entier continuent de chercher une recette qui permettrait une amélioration de leur rendement. En Chine, le constructeur Mingyang croit en une éolienne à double rotor et va bientôt mettre en service un prototype à taille réelle. 

Si, dans le domaine de l’éolien offshore, les prototypes au design original, voire fantasque, sont pléthores, les modèles qui aboutissent à une construction à taille réelle sont nettement plus rares. Dans cette catégorie, on peut citer OceanX, une éolienne en V composée de deux turbines de 8,3 MW. Fabriquée par le constructeur chinois Mingyang, elle pourrait générer suffisamment d’électricité pour alimenter, selon une vidéo de présentation, « 30 000 foyers de trois personnes ».

On vous avait parlé de l’assemblage de son flotteur, il y a quelques mois. C’est désormais l’ensemble de l’éolienne qui vient d’être assemblée, et le moins que l’on puisse dire, c’est que l’ensemble est impressionnant. À travers un reportage de la chaîne chinoise CCTV (voir ci-dessous), on prend conscience de ses dimensions hors norme, avec sa largeur de 369 mètres. On y voit notamment le funiculaire qui permet d’atteindre chaque turbine depuis la base. Enfin, on aperçoit l’important système de haubanage, l’une des particularités de ce modèle, qui assure sa résistance. Selon le fabricant, le design pourrait apporter une puissance 4,29 % plus élevée par rapport à une turbine simple de puissance équivalente.

Son prototype à l’échelle 1:10 bientôt visible sur le port de Sète

Si l’éolienne taille réelle a été assemblée à Guangzhou, elle a des origines européennes puisqu’elle a été développée par la société allemande EnBW, en collaboration avec aerodyn. Un prototype à l’échelle 1:10 a d’ailleurs d’abord été testé sur un plan d’eau, en Allemangne, puis en mer Baltique. Elle a alors résisté à des vents de 72 mètres par seconde et des vagues de 30 mètres de haut. Ce prototype, appelé Nezzy2, vient d’ailleurs de rejoindre l’université de Montpellier en avril dernier. Assemblé à Port-la-Nouvelle, il devrait rejoindre le Port de Sète, où il servira d’outil pédagogique dans le cadre du projet TOMA’OCC.

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Les batteries lithium-ion n’ont pas le monopole du stockage d’électricité. Parmi toutes les technologies disponibles, l’une est en plein essor : la batterie sodium-ion. Cette alternative gagne du terrain grâce à ses caractéristiques intéressantes, comme le recours à une ressource plus abondante et facile à extraire. La Chine, qui développe massivement le stockage d’énergie, vient d’ailleurs de mettre en service la plus grande batterie au monde utilisant cette technologie. 

La Chine vient tout juste de mettre en service une BESS (Battery Energy Storage System) de 100 MWh de capacité et 50 MW de puissance à Qianjiang, dans la province d’Hubei. À première vue, rien d’exceptionnel, nous direz-vous. Même si la capacité de stockage devrait, à terme, être doublée, elle fait pâle figure face aux projets de BESS habituels qui se dessinent un peu partout dans le monde, comme celui de l’entreprise belge GIGA Storage et ses 2 400 MWh de capacité. Pourtant, ce nouveau projet chinois cache une particularité : il s’agit de la plus grande batterie sodium-ion au monde.

Cette technologie, encore peu répandue, suscite de plus en plus d’intérêt, en particulier de la part de la Chine. Et pour cause, si elles sont, pour le moment, plus chères que leurs homologues au lithium, ces batteries pourraient devenir de plus en plus abordables, et ainsi devenir une alternative bon marché aux modèles au lithium. Le sodium qui les compose est autrement plus présent dans la croûte terrestre que le lithium, même si ce dernier est déjà très répandu. Il est également plus facile à extraire. La Chine, qui ne possèderait que 6 % des réserves mondiales de lithium, voit un moyen de préparer l’avenir.

La batterie sodium-ion installée à Qianjiang en Chine / Image : China Southern Power Grid Energy Storage.

Une technologie plus sûre

La technologie sodium-ion n’a pas que des avantages. Elle possède notamment une densité énergétique plus faible que la technologie lithium-ion, ce qui la rend peu adaptée à certaines applications, comme le secteur des transports. En revanche, elle pourrait se montrer idéale pour un usage stationnaire, d’autant qu’elle possède d’autres atouts intéressants. Sa température de fonctionnement est plus faible, ce qui préserve sa durée de vie, et elle se montre plus résistante aux chocs et aux impacts, comme l’avait montré un youtubeur français. En France, cette technologie commence à se développer par l’intermédiaire de la start-up Tiamat, un spin-off du CNRS. Elle a récemment équipé une visseuse sans fil de la marque Dexter.

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Les panneaux photovoltaïques vont-ils conquérir les centres historiques ? S’il est normalement difficile de poser des panneaux solaires à proximité d’un monument historique, une entreprise de la région de Toulouse a trouvé la parade en utilisant des panneaux photovoltaïques imitant la couleur des tuiles de la ville Rose. 

Quand on habite à proximité d’un bâtiment classé ou inscrit aux monuments historiques, entamer la rénovation de son logement peut vite ressembler au parcours du combattant si on compte apporter des modifications à l’enveloppe extérieure de son bien. En effet, toute demande de permis de construire, ou déclaration préalable de travaux, doit passer entre les mains d’un architecte des Bâtiments de France, qui doit s’assurer que les modifications projetées ne viendront pas dénaturer l’environnement proche du monument en question.

En fonction des cas et des sites, exit les menuiseries en PVC, les toitures en bac acier ou les panneaux photovoltaïques. Pourtant, cette contrainte, presque toujours rédhibitoire quand il s’agit de panneaux photovoltaïques, n’a pas ralenti Marie-Christine Etelin. Ancienne avocate, celle-ci a remué ciel et terre pour enfin poser des panneaux solaires sur la toiture de son logement, situé tout près de la « Colonne de Jolimont », en plein cœur de Toulouse, rapportent nos confrères du Parisien. Pour réussir ce défi normalement perdu d’avance, elle a fait appel à l’entreprise Quatiris qui lui a proposé une solution plutôt originale : des panneaux photovoltaïques couleur brique.

Plus chers, moins performants, mais plus discrets

Encore peu répandus, les panneaux photovoltaïques de couleur ont pourtant l’avantage de mieux se fondre dans leur environnement, au prix d’une efficacité inférieure à des panneaux traditionnels. Pour obtenir ces variations de couleur, les fabrications qui proposent cette technologie n’utilisent pas de pigment ou d’encre, mais un système de filtre qui a la particularité de réfléchir certaines longueurs d’onde, faisant apparaître des couleurs. Grâce à ce procédé, il est ainsi possible d’obtenir une large variété de teintes. En revanche, ce filtre a tendance à amoindrir les performances du panneau. Plus la couleur choisie est claire, moins il reçoit de lumière pour produire de l’électricité. Selon le fabricant de film Solaxess, les performances varient de 90 % de celles d’origine pour la teinte gris foncé, à seulement 55 % avec l’utilisation d’un film blanc.

Enfin, la discrétion a un prix. Sur le site Oscaro Power, on peut trouver des modèles de la gamme Bisol Sprectrum, qui sont affichés à 352 € pour le modèle blanc et 362 € pour le modèle vert, pour une puissance variant entre 220 Wc (pour le blanc) et 300 Wc pour le vert. Le prix des modèles standard oscille plutôt entre 100 et 200 € avec une puissance supérieure à 400 Wc.

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La Norvège continue de tenir le rôle de laboratoire à ciel ouvert pour l’éolien en mer. Le pays va accueillir le nouveau prototype d’éolienne offshore de l’Américain General Electric Vernova. Si les tests sont concluants, cette turbine de 15,5 MW pourrait équiper un très grand nombre de parcs éoliens offshore à travers le monde. 

La Norvège fait figure d’acteur majeur de l’éolien offshore mondial, et accueille de nombreux projets et prototypes ayant le potentiel d’accélérer le développement de cette technologie de production d’énergie décarbonée. Elle a, par exemple, accueilli le Deepsea Star, un flotteur dédié aux turbines de plus de 15 MW, ou encore l’étrange Windcatcher. Cette fois, c’est à GE Vernova que le gouvernement norvégien apporte son soutien, par le biais d’une aide financière de 29 millions d’euros pour l’implantation d’un prototype de la toute nouvelle turbine du fabricant américain.

Appelée Haliade-X 250, la turbine en question sera équipée d’un rotor de 250 mètres de diamètre, soit 30 mètres de plus que l’Haliade-X actuellement fabriquée dans l’usine GE de Saint-Nazaire, et développera 15,5 MW contre les 14,7 MW de la turbine actuelle. Elle sera implantée à terre en 2025, dans la zone industrielle de la municipalité de Gulen. C’est d’ailleurs ici qu’avaient été assemblées les turbines d’Hywind Tampen. Le prototype, dont les pales de 122 mètres de long seront fabriquées dans l’usine LM Winds de Cherbourg, devrait subir un ensemble de tests pendant ses cinq premières années de service. Après la phase de tests, l’éolienne sera laissée sur place durant vingt-cinq ans supplémentaires et continuera d’injecter de l’électricité sur le réseau.

Le futur standard de l’éolien offshore ?

Avec cette puissance, la turbine vient se placer juste au-dessus de la V236-15.0 MW de chez Vestas et ses 15 MW, ou de la SG-14-236 et ses 14 MW. D’ailleurs, il semble que la course à la puissance, qui a animé le marché de l’éolien offshore durant les dernières années, soit en passe de se terminer en Europe. Après deux années mouvementées, tous les acteurs du marché cherchent désormais à gagner en stabilité. Signe de cette quête de stabilité, WindEurope a récemment critiqué l’appel d’offre français AO5, qui encourageait la pose du moins d’éoliennes possibles afin de favoriser la puissance unitaire. Cette stratégie aurait pour effet de guider les opérateurs vers des fabricants non-européens. Car de son côté, la Chine continue de produire et de travailler sur des modèles de plus en plus puissants.

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Déjà essentiel dans la construction des différents parcs éoliens qui poussent le long des côtes de la Manche, le port de Cherbourg ne compte pas s’arrêter là et anticipe déjà les futurs besoins pour l’implantation de parcs éoliens flottants, pour des parcs en France, mais pas que. 

Les habitants de Cherbourg auront peut-être remarqué que depuis peu, une nouvelle grue treillis se dresse sur le port de commerce de Cherbourg. Installée par Deme pour une durée de quatre mois, cette grue Scales LR11000, d’une capacité de 500 tonnes, devrait permettre le déplacement des 64 mâts de 200 tonnes du futur parc éolien offshore du Calvados, face à Courseulles-sur-Mer. Et pour cause, c’est ici, sur le terminé dédié aux Énergies Marines Renouvelables, qu’ont lieu les ultimes étapes de pré-assemblages avant leur installation en mer. Équipé, depuis 2015, d’une plateforme dédiée de 40 hectares et d’un quai renforcé capable de supporter 50 tonnes par mètre carré de marchandise, le site a également servi pour l’assemblage du parc de Fécamp ainsi que pour celui de Saint-Brieuc.

Cherbourg, la plaque tournante de l’éolien offshore pour la Manche

Ce quai dédié, ainsi que l’usine de production de pales d’éoliennes, ont permis à Cherbourg d’avoir, très tôt, une importance majeure dans la construction des parcs offshore de la façade nord de la France. Mais, Ports de Normandie, la société en charge du port de Cherbourg, ne compte pas s’arrêter là. Après l’éolien offshore posé, elle souhaite prendre part à la révolution de l’éolien flottant. Elle a été lauréate d’un appel à projet de l’ADEME en 2023, portant sur la réalisation des études nécessaires à l’aménagement d’infrastructures indispensable à l’accueil d’éoliennes flottantes. Ces études ont principalement mis en avant un manque de linéaire. Il faudrait, en effet, ajouter près de 140 mètres linéaires aux presque 500 mètres linéaires du quai des Flamands, avec une profondeur de 14 mètres et une capacité portante de 20 tonnes par mètre carré.

Ces travaux, estimés à 30 millions d’euros, permettraient à Cherbourg de se positionner sur d’éventuels appels à projet pour des parcs éoliens flottants sur les côtes françaises de Normandie, mais également de Bretagne. Surtout, ces infrastructures permettraient à Ports de Normandie de se positionner pour des projets situés en Irlande ou au Royaume-Uni. Des opérateurs ont, d’ailleurs, déjà porté de l’intérêt au projet. Désormais, la prochaine étape consiste à trouver les financements pour réaliser ces travaux. Ports de Normandie va d’ailleurs déposer un dossier en janvier 2025 à l’ADEME dans l’espoir d’obtenir un soutien financier.

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À peine attribué, le projet éolien flottant Bretagne Sud se dessine déjà comme une exception européenne. Du fait de la relative immaturité de la technologie, l’appel d’offres comporterait de nombreux défauts. En conséquence, le prix de l’électricité produite ne refléterait pas les coûts réels. Ces premiers tâtonnements devraient néanmoins aboutir à de futurs appels d’offres plus pertinents pour la filière de l’éolien flottant en Europe.

Récemment attribué, le projet éolien flottant Bretagne Sud, issu de l’appel d’offres AO5, ne doit pas être considéré comme le nouveau standard de l’éolien flottant en Europe. C’est, en substance, ce qu’a déclaré l’association WindEurope dans une récente tribune sur le sujet. Selon l’association, l’appel d’offre comporte des imperfections qui viennent fausser le résultat obtenu, tant sur le prix au mégawattheure (MWh) que sur le choix technologique. Malgré ces imperfections, ce premier appel d’offres européen d’envergure, pour une technologie en plein développement, devrait constituer une base solide pour des appels d’offres de plus en plus pertinents.

Il est encore trop tôt pour connaître le prix réel de l’éolien flottant en Europe

D’abord, selon WindEurope, le projet issu de l’appel d’offre AO5 bénéficie de conditions particulièrement avantageuses, tant en termes de profondeur de fonds que de vitesses de vent. Ces conditions ont permis à Baywa.r.e et Elicio de rendre une offre au tarif particulièrement agressif. Une particularité des appels d’offre français qui agit également en trompe-l’œil vis-à-vis du tarif au MWh. La France a, en effet, exclu de l’appel d’offre les opérations de raccordement du parc, réalisées et financées par RTE, ce qui n’est pas toujours le cas en Europe, entraînant une importante différence de prix au MWh.

En réalité, toujours selon WindEurope, il est encore trop tôt pour connaître le prix réel moyen de l’éolien flottant offshore en Europe. Il n’y a pas eu suffisamment de projets réalisés pour avoir le recul nécessaire sur la question. Ainsi, si un pays européen choisissait d’aligner son prix plafond à l’offre réalisée par Baywa.r.e et Elicio, il pourrait se retrouver sans aucune réponse à l’issue de l’appel d’offres. C’est notamment ce qu’il s’est passé en 2023, concernant le Round 5 des projets éoliens offshore au Royaume-Uni. Le gouvernement avait fixé un prix du MWh maximum trop bas pour de l’éolien offshore posé (52,20 €/MWh), entraînant une absence totale de candidats.

La France doit changer les critères de ses appels d’offre

Si le projet Bretagne Sud va participer au développement de la filière de l’éolien flottant en Europe, l’appel d’offre a tout de même montré des limites qu’il faudrait corriger pour les prochains appels d’offres. L’un des problèmes repose sur le fait que certains des critères hors prix n’ont pas permis de différencier les différents candidats, ces derniers ayant tous eu la note maximale. C’est le cas des critères de développement social et territorial. Cet aspect a pour conséquence d’augmenter l’importance du critère de prix, qui représentait déjà 75 % de la note finale.

WindEurope indique ainsi que ces critères autres que le prix n’étaient pas optimaux. D’abord, celui de la robustesse financière, qui désigne la capacité d’une entreprise à avoir les ressources pour livrer le parc, devrait prendre une plus grande importance. Ce critère ne représentait que 5 % de la note pour le parc Bretagne Sud. Autre problème de taille : l’appel d’offres du projet Bretagne Sud encouragerait les développeurs à prévoir le moins de turbines possible, engendrant le recours à des turbines de 20 MW ou plus, des modèles qui ne sont pas encore disponibles sur le marché. Cette stratégie aurait des limites, puisqu’elle inciterait les candidats à privilégier des fabricants non-européens, et augmenterait les risques du projet.

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Arrivé en tête des élections législatives, le parti d’extrême droite voudrait freiner sur certains sujets liés à la transition énergétique. Voitures électriques, éoliennes et Zones à faibles émissions (ZFE) sont notamment dans son viseur, risquant de mettre à mal une dynamique de changement qui peine déjà à s’installer. Mais qu’en est-il dans le détail ?

À quelques jours du second tour des élections législatives, la bataille fait rage entre les trois partis toujours en lice. Mais les questions environnementales et énergétiques ne sont plus au coeur des débats, malgré des propositions qui pourraient modifier en profondeur l’industrie et le mix énergétique français dans les prochaines années. Du côté du Rassemblement National, on évoque un programme qui ferait la guerre à l’écologie dite « punitive », faisant du nucléaire une force majeure, au détriment, sans doute, des énergies renouvelables.

Un discours un peu plus nuancé qu’en 2022

Sur la question environnementale, le Rassemblement National semble avoir mis de l’eau dans son vin en l’espace de deux ans. Dans son programme présidentiel de 2022, Marine Le Pen annonçait, en effet, vouloir un moratoire sur les sujets de l’éolien et du solaire. La candidate du Rassemblement National affichait explicitement son hostilité à l’égard des éoliennes, évoquant même « le démantèlement progressif des sites (éoliens, NDLR) en commençant par ceux qui arrivent en fin de vie », en plus de la suspension des subventions ainsi que l’achat de l’électricité à un prix de marché.

Mais, depuis, le discours a quelque peu changé. L’idée d’un moratoire est toujours présente, mais seulement pour toute nouvelle construction de chantier éolien. Quant à la filière photovoltaïque, elle paraît hors de danger puisque Jordan Bardella a indiqué vouloir reconstruire une filière photovoltaïque sur le sol français « en la protégeant avec des droits de douane au niveau européen ». Le président du Rassemblement National a également indiqué vouloir convertir les centrales à charbon à la biomasse, ou encore réduire l’empreinte carbone de la France en soutenant les relocalisations et en favorisant les circuits courts. Sans toutefois communiquer davantage de détails techniques et financiers.

Confusion entre mix électrique et mix énergétique et opposition au véhicule électrique

Malgré ce positionnement à peine plus ouvert aux énergies renouvelables, le discours du parti d’extrême droite propose tout de même de faire marche arrière sur plusieurs sujets. En tête, l’interdiction de la vente de voitures à moteur thermique à l’horizon 2035 ou la suppression des Zones à faibles émissions (ZFE). Pour justifier ces choix, le RN avance le fait que la France a un impact carbone déjà faible par rapport à d’autres pays voisins, en particulier grâce au parc nucléaire. Cependant, s’il est vrai que le mix électrique de la France est l’un des plus faiblement carboné de la planète, ce n’est pas le cas de notre mix énergétique. En 2023, 58 % de notre consommation finale d’énergie provenait du pétrole, gaz et charbon, selon les données du ministère de la Transition énergétique. La même année, la France a dépensé 105,3 milliards d’euros en pétrole, biocarburants et gaz, presque entièrement importés.

Profitant d’un regain d’intérêt populaire pour l’énergie nucléaire, le parti promet de « refaire du nucléaire un élément majeur, fondamental, structurant du mix énergétique ». Davantage de nucléaire, mais pour quoi faire ? Car, paradoxalement, le parti s’est toujours montré hostile à la transition vers les véhicules électriques, dont l’essor justifie le développement de nouvelles centrales. Jordan Bardella estimait le 15 mai que « le tout électrique va non seulement entraîner une hausse des factures, pas seulement sur le coût d’acquisition, mais aussi sur les coûts de réparation, va accroître notre dépendance à l’égard des métaux rares de la Chine notamment et cela va totalement désorganiser les industriels ».

Un mélange d’affirmations peu nuancées et en partie erronées. Car, si les voitures électriques sont généralement plus chères à l’achat, la facture à l’usage est nettement moins élevée que celle d’une thermique. Concernant le coût des réparations, les études ne sont pas unanimes. La hausse des coûts suite à un accident pourrait être liée aux accessoires (capteurs, caméras, ordinateur de bord, équipements superflus) plutôt qu’à la motorisation et à la batterie. Quant aux « métaux rares », qui désignent probablement les terres rares, de nombreux moteurs électriques n’en contiennent pas. Ils ne sont donc pas toujours indispensables et n’impliquent pas nécessairement une dépendance à la Chine, comparé à d’autres appareils du quotidien. Enfin, l’argument de la désorganisation des industriels a été balayé par les constructeurs automobiles eux-mêmes. Carlos Tavares, le président du groupe automobile Stellantis alertait que « ceux qui défendent le statu quo sont ceux qui n’ont pas de vision. On ne peut pas s’offrir le luxe de l’inaction ».

Par ailleurs, le président du RN clamait que « celui qui pollue n’est pas l’automobiliste français, mais le supertanker venu du bout du monde » devant l’assemblée européenne en mars 2023. Une nouvelle contradiction dans laquelle l’édile semble oublier que les supertankers transportent le pétrole dont les voitures thermiques dépendent.

Des stratégies énergétiques qui manquent de sérieux

Si l’approche du RN concernant la transition énergétique s’est assouplie afin de ratisser un large électorat, elle comporte toujours de nombreuses zones d’ombre, de contradictions et pâtit d’un manque de rigueur. Il apparaît évident que la décarbonation du pays doit passer l’électrification, et donc un développement de toutes les énergies décarbonées disponibles, du nucléaire au photovoltaïque jusqu’à l’éolien. Cette transition a besoin d’une absolue stabilité pour aboutir. Nous le constatons avec la filière nucléaire, qui souffre actuellement des coups d’arrêts subis par le passé. La fébrilité du RN sur les questions énergétiques ne paraissent donc pas rassurantes.

Toutefois, l’enjeu n’est pas sérieusement considéré par la plupart des grandes formations politiques. Le programme énergétique n’est pas plus élaboré de l’autre côté de l’échiquier. Le Nouveau front populaire se contente d’évoquer le renforcement des filières françaises et européennes de production d’énergies renouvelables, mais ne dit mot, ou presque, sur le nucléaire, évoquant simplement vouloir revenir sur la fusion de l’ASN et l’IRSN. L’atome étant un sujet extrêmement clivant à gauche, notamment entre La France insoumise, Europe Écologie Les Verts, historiquement opposés, et le Parti communiste qui y est favorable. Le Parti socialiste, quant à lui, semble progressivement changer de regard sur la filière.

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Mauvaise nouvelle pour EDF : l’énergéticien français est contraint de modifier le design de son SMR pour cause de difficultés techniques. Une déconvenue qui pourrait avoir de lourdes conséquences, alors que le marché des mini réacteurs nucléaires semble prêt à exploser. 

Alors que la course aux small modular reactors (SMR, ou petits réacteurs modulaires en français) bat son plein à travers le monde, EDF, qui en était à l’avant-projet détaillé de son projet Nuward, a décidé de revoir sa copie. L’énergéticien français, en proie à d’importantes difficultés techniques, aurait décidé de renoncer à développer ses propres innovations, et se concentrer sur des briques technologiques éprouvées.

Jusqu’à présent, EDF travaillait sur l’adaptation de la technologie des réacteurs à eau pressurisée (REP) pour un modèle plus compact grâce à un design inspiré par celui des réacteurs des sous-marins nucléaires français. Dans ce design, le pressuriseur et les générateurs de vapeur devaient notamment être intégrés dans la cuve des réacteurs pour gagner de l’espace. Le design imaginé pour Nuward était particulièrement compact avec une cuve de seulement 4 mètres de diamètre pour 13,50 mètre de hauteur, intégrée dans une enceinte métallique de 15 mètres de diamètre pour 16 mètres de hauteur.

Si cette décision semble avoir été prise dans l’optique d’éviter ou limiter les retards et les dépassements de budget, EDF n’a communiqué aucune information sur l’impact de cette décision sur le calendrier final, ni sur d’éventuelles modifications des caractéristiques techniques du réacteur commercialisé. Jusqu’à présent, Nuward visait la production d’une petite centrale de 340 MWe composée de deux réacteurs de 170 MWe à partir de 2030.

EDF est-il en train de perdre la course aux SMR ?

Pour EDF, il s’agit là d’un important coup dur, car les SMR sont amenés à jouer un rôle important dans la décarbonation de la production d’énergie à travers le monde, et un trop gros retard du Français sur le sujet pourrait le disqualifier. En effet, la concurrence est rude : dans le monde, on compte près de 80 projets en cours de développement dont certains sont très avancés. C’est notamment le cas du réacteur Natrium de la société Terra Power, ou encore du projet de la startup française Jimmy qui vise à décarboner l’industrie. Cette dernière espère livrer son premier client dès 2026.

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La nouvelle a fait la une de l’actualité : Orano vient de perdre le permis d’exploiter l’une des futures plus grandes mines d’uranium au monde. Si cette nouvelle n’a en réalité que très peu d’impact sur le futur approvisionnement français en matière d’uranium, elle constitue une bonne occasion de faire le point sur les mines fournissant du combustible nucléaire à EDF. 

Orano vient de perdre son permis d’exploitation de la mine d’uranium d’Imouraren, considérée comme l’un des plus grands gisements d’uranium au monde avec un potentiel estimé à 200 000 tonnes. Selon la junte militaire, qui contrôle le Niger depuis un an, le spécialiste français du combustible nucléaire n’aurait pas commencé les travaux exploratoires dans les temps. Malgré cet échec, l’entreprise se veut rassurante, et cette nouvelle n’aura aucun impact sur l’approvisionnement des centrales nucléaires françaises à court et moyen terme. D’abord, EDF, qui consomme chaque année environ 7 000 tonnes d’uranium, dispose d’importants stocks de combustible permettant d’alimenter tous ses réacteurs pendant une dizaine d’années. Mais surtout, pour justement éviter toute rupture d’approvisionnement, l’énergéticien français utilise de l’uranium en provenance des quatre coins du globe.

EDF se fournit principalement chez Orano

En tête des fournisseurs d’EDF en matière d’uranium, on retrouve Orano. Issue du démantèlement d’Areva en 2018, l’entreprise se charge de toutes les étapes de gestion du combustible nucléaire, depuis les travaux exploratoires destinés à trouver de nouveaux gisements, jusqu’au recyclage du combustible usagé. Orano exploite actuellement de nombreuses mines d’uranium au Canada, au Kazakhstan et au Niger. Au Canada, on recense deux des gisements les plus prolifiques au monde du fait d’une très forte teneur en uranium. Ces deux mines, découvertes au cours des années 1980, sont situées dans le nord de la province du Saskatchewan. Celle de McArthur River, qui utilise des techniques d’exploitations uniques pour éviter tout contact entre les mineurs et le minerai, produit 7 700 tonnes d’uranium par an.

Au Kazakhstan, Orano exploite également les gisements de Muyunkum et de Tortkuduk, qui pourraient être agrandis dans les années à venir. Enfin, si le groupe français a perdu le droit d’exploiter la mine Imouraren, elle reste présente au Niger et exploite le vaste site d’Arlit, situé dans le désert de l’Aïr. Celui-ci, découvert par le CEA dans les années 1950, est cependant en fin de vie, tout comme le site voisin de Cominak qui a finalement été fermé en 2021. Ces trois pays que sont le Niger, le Canada et le Kazakhstan, constituent le trio de tête des pays fournisseurs de l’Europe en matière d’uranium. En prévision, Orano mène également des programmes d’explorations et des tests d’exploitation en Ouzbékistan ainsi qu’en Mongolie. La France a d’ailleurs signé un protocole d’accord pour l’exploitation de la mine d’uranium mongole de Zuuvch Ovoo à partir de 2028.

Les autres fournisseurs

Malgré la longue liste des sites exploités par Orano, EDF a également d’autres fournisseurs, permettant notamment de multiplier les sources, et donc d’assurer la sécurité de l’approvisionnement français en combustible nucléaire. Selon une note parue en mai 2022 portant sur l’Analyse du Cycle de Vie (ACV) du kWh nucléaire, EDF indique que son approvisionnement en uranium provient à 21 % du Canada, 18 % de la Russie, 18 % du Kazakhstan, 17 % du Niger, 16 % de l’Australie et enfin 10 % de Namibie. Ces deux derniers pays possèdent, en effet, des mines d’uranium d’envergure internationale.

En Australie, l’Olympic Dam, située dans le sud du pays, est considérée comme la plus grande ressource d’uranium au monde. La Namibie fait aussi partie des plus grands producteurs d’uranium au monde, en particulier grâce à la mine de Rössing. Enfin, la Russie compte parmi les acteurs majeurs de l’exploitation de l’uranium avec, par exemple, le site de Krasnokamensk, plus grande mine du pays. Cette diversité de fournisseurs permet à la France d’assurer un approvisionnement constant, et ce, malgré la fluctuation de la situation géopolitique mondiale.

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La filière hydrolienne continue de se faire une place au soleil des énergies renouvelables, avec pas moins de 11 projets en cours de développement en Europe. Mais si le Vieux Continent mène la danse sur le sujet, la France peine à sortir de l’ombre du Royaume-Uni.

Pour développer son projet hydrolien de 4,9 MW au large du Pays de Galle, la société Verdant Morlais vient d’annoncer un partenariat avec le britannique Inyanga Marine Energy Group, plus connu en France sous le nom de HydroWing. Cette nouvelle témoigne d’un développement de plus en plus concret des technologies hydroliennes. Mais elle symbolise également une mainmise du Royaume-Uni sur l’hydrolien, au détriment de la filière française qui se retrouve, une fois de plus, laissée de côté.

La France accuse un retard conséquent face au Royaume-Uni

Pourtant, en matière d’énergies marines renouvelables, en particulier pour l’hydrolien et l’houlomoteur, l’Europe fait office de figure de proue mondiale. Symbole de cette domination européenne, selon un récent rapport d’Ocean Energy Europe, l’Europe a installé 30,5 MW d’installations d’hydroliennes, contre seulement 10,9 MW pour le reste du monde. Rien qu’en 2023, l’Europe a ajouté 280 kW de moyens de production contre uniquement 95 kW pour le reste du monde. Toujours selon Ocean Energy Europe, cette dynamique européenne n’est pas près de s’arrêter puisque 137 MW d’installations sont en projet pour l’horizon 2024-2028. Actuellement, on compte 11 projets en cours de développement à travers l’Europe.

Mais à y regarder de plus près, c’est principalement le Royaume-Uni qui mène le jeu avec 8 projets ayant reçu des financements, contre un seul en France. Il faut dire que le Royaume-Uni bénéficie d’une géographie avantageuse, notamment grâce à l’archipel des Orcades, au nord de l’Écosse ou la baie de Morlais, au large du Pays-de-Galles. On y retrouve des projets particulièrement avancés comme le prototype O₂ d’Orbital Marine Power ou l’hydrolienne Grace de Nova Innovation dans les Orcades, tandis que d’autres sont en projet dans la baie de Morlais par Hydrowing ou encore Magallanes Renovables.

L’espoir Flowatt ?

En France, la filière semble battre de l’aile, en témoigne la triste faillite de Sabella. Mais outre le projet NH1, porté par Normandie Hydrolienne, FloWatt est porteur de grands espoirs pour l’hydrolien en France. Le projet, mené par HydroQuest en association avec Qair, vient de recevoir le soutien de l’État français à travers le plan France 2030. Ce soutien se matérialise par une aide financière de 65 millions d’euros et un tarif d’achat préférentiel, ce qui devrait permettre un démarrage des travaux à partir de 2025. Pour ce projet, ce sont 7 hydroliennes de 2,5 MW qui devraient être immergées dans le raz Blanchard, au large du Cotentin.

Le reste du monde entre dans la danse

Avec ces deux projets en cours, la France conserve une légère avance sur bon nombre de pays dans le monde, mais la filière va nécessiter d’autres messages forts du gouvernement, au risque de voir cette avance fondre comme neige au soleil. Aux États-Unis, toujours selon Ocean Energy Power, voilà 3 ans de suite que le gouvernement augmente ses investissements dans les énergies marines renouvelables, totalisant 120 millions de dollars d’investissement rien que sur l’année 2023. De son côté, la Chine prépare également une offensive sur les énergies hydroliennes et houlomotrices qui pourraient bouleverser le paysage des EMR. C’est déjà ce qui s’est passé avec l’éolien et le photovoltaïque il y a quelques années.

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Malgré un rendement peu avantageux, l’hydrogène suscite de nombreux espoirs en tant que vecteur d’énergie. Face à ce constat et pour en faciliter l’utilisation, une startup néerlandaise a mis au point un électrolyseur qui a la particularité de pouvoir produire de l’hydrogène en fonction du prix de l’électricité. Un principe intéressant qui pourrait contribuer à rendre l’hydrogène plus abordable. 

Le Battolyser n’est pas le nom d’un énième gadget des Men In Black, mais un électrolyseur 2-en-1 capable de produire de l’hydrogène vert à moindre coût, tout en stockant de l’électricité renouvelable. Mis au point par une université néerlandaise, cet appareil est en test depuis près d’un an dans une centrale électrique des Pays-Bas, où il produit de l’hydrogène destiné à refroidir les pales des turbines à gaz. Désormais, l’entreprise Battolyser Systems souhaite passer à l’étape supérieure et prépare la commercialisation d’un module de 2,5 MW de puissance à partir de l’année prochaine. Pour accélérer ce développement, l’entreprise a reçu un financement à hauteur de 40 millions d’euros par la Banque européenne d’investissement pour permettre cette montée en puissance.

Produire de l’hydrogène lorsque l’électricité est la moins chère

La promesse du Battolyser est la suivante : pouvoir stocker de l’électricité issue des énergies renouvelables dans ses batteries, puis de pouvoir utiliser de l’électricité renouvelable, lorsqu’elle est la moins chère, pour produire de l’hydrogène abordable et décarboné. Pour y parvenir, Battolyser Systems a mis au point un électrolyseur capable de démarrer et de s’arrêter presque instantanément. Cela permet ainsi de démarrer la production d’hydrogène dès que le prix de l’électricité passe sous un certain seuil, puis de la stopper dès lors que le prix augmente de nouveau. Lorsque le prix de l’électricité est élevé, le Battolyser peut réinjecter de l’électricité stockée sur le réseau, permettant ainsi à son propriétaire d’amortir un peu plus le coût de la production de l’hydrogène.

Outre cette caractéristique, l’électrolyseur mis au point est plutôt efficient, ne nécessitant que 49 kWh d’électricité pour produire 1 kg d’hydrogène, contre une moyenne de 56 kWh/kg H2, selon un rapport de l’ADEME datant de janvier 2020.

Battolyser Systems devrait commencer par proposer un modèle de 2,5 MW de puissance associé à une batterie de 800 kWh de capacité. Dès le deuxième trimestre 2025, le fabricant espère lancer un modèle à la puissance deux fois supérieure, qui sera capable de produire 100 kg d’hydrogène par heure, contre 50 kg pour le premier modèle. Ce deuxième modèle de 5 MW sera associé à une batterie de 1,6 MWh. Pour finir, à la fin de l’année 2026, Battolyser pourrait lancer un module beaucoup plus puissant de 25 MW associé à une batterie de 6,25 MWh.

Amener la production d’hydrogène au plus près des besoins

Avec cet équipement, Battolyser espère diminuer le prix de l’hydrogène produit en optimisant l’utilisation d’électricité renouvelable, mais pas seulement. Les dimensions du Battolyser sont telles qu’il peut être installé directement auprès des industries nécessitant de l’hydrogène. Cette relative compacité permet d’en faciliter l’installation et surtout de limiter les contraintes liées au transport de l’hydrogène. Du fait de sa grande volatilité, celui-ci est, en effet, difficile à stocker et à transporter. De ce fait, pouvoir le produire en fonction de la demande constitue un avantage important.

Selon Battolyser, les industries visées vont des raffineries de pétrole aux entreprises de transport, mais si l’appareil répond aux attentes, nul doute que ses utilisations pourraient se multiplier. Pourquoi ne pourrait-il pas être implanté au cœur de cette station à hydrogène hybride ?

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Les développeurs de projets éoliens offshore et les pêcheurs sont sur le point d’enterrer la hache de guerre, tout du moins en mer Méditerranée. Une coopérative de pêcheurs vient, en effet, d’être créée pour apporter des services commerciaux auprès des développeurs de parcs éoliens. Une nouvelle qui va dans le sens d’une meilleure entente entre les deux camps. 

On pressentait déjà un semblant de réconciliation entre la filière de la pêche en mer et celle de l’éolien en mer, autour du parc Provence Grand Large. À l’époque, les pêcheurs locaux et les porteurs du projet pilote avaient réussi à trouver un terrain d’entente. Désormais, en Méditerranée, cette entente pourrait aller plus loin, puisqu’une nouvelle coopérative portée par des pêcheurs vient d’être créée. Appelée Pêcheurs Méditerranée Services (PMS), elle devrait permettre à ces derniers de réaliser des prestations commerciales pour le compte des parcs éoliens, leur apportant ainsi un complément de revenu.

Dans un premier temps, l’objectif de la coopérative est de mettre à disposition des parcs des CTV (Crew Transfer Vessel), ces navires de transports permettant au personnel des parcs d’accéder aux éoliennes. Par la suite, la société pourrait proposer des services de tourisme industriel, de surveillance maritime ou de prêt de navires. Pour l’heure, les fondateurs de cette coopérative ont rencontré les candidats à l’appel d’offre AO6 qui porte sur la mise en œuvre de deux parcs éoliens de 250 MW en Méditerranée.

Éolien, pêche artisanale et pêche industrielle : une équation complexe

Si cette nouvelle témoigne d’une entente possible entre éolien offshore et acteurs de la pêche en mer, la situation est souvent plus complexe. De manière générale, le positionnement des parcs éoliens offshore suscite régulièrement des conflits en condamnant des zones de pêche. À l’occasion de la dernière consultation nationale sur la planification maritime, les comités des pêches de la façade NAMO (Nord Atlantique Manche Ouest) ont affiché une position claire : ils refuseront toute implantation d’éoliennes offshore dans des secteurs qui impacteraient les activités de pêche. C’est d’ailleurs sur ce sujet que se concentrent les principales requêtes des pêcheurs français, même si des inquiétudes surviennent généralement concernant les potentielles atteintes à l’environnement marin durant les phases de travaux. Cette phase a notamment inquiété les pêcheurs de la baie de Saint-Brieuc, qui craignent, encore aujourd’hui, une baisse de production des Saint-Jacques à cause des nuisances provoquées par l’installation des éoliennes du parc Ailes Marines.

Si une partie de la taxe éolienne, fixée à un tarif de 19 890 euros par an et par MW installé, est censée venir compenser les potentiels désagréments causés aux pêcheurs travaillant à proximité des parcs, elle a fait l’objet de vives critiques, notamment de la part de l’association Bloom. Dans un récent rapport, celle-ci dénonce une répartition inégale de la taxe, au détriment des pêcheurs artisans. Outre l’aspect pécuniaire, les pêcheurs militent pour qu’un équilibre soit systématiquement trouvé afin de permettre le déploiement de l’éolien offshore sans compromettre une filière pêche compétitive.

Éloigner les parcs éoliens des côtes

L’une des solutions consisterait à éloigner les parcs éoliens des côtes françaises, ce qui permettrait de limiter l’impact de ces derniers sur les activités maritimes, et en particulier sur la pêche. C’est notamment ce qui a permis aux développeurs du PGL de trouver un accord avec les pêcheurs locaux. Si, dans d’autres pays européens comme l’Allemagne, les Pays-Bas ou encore le Royaume-Uni, l’implantation des parcs à tendance à s’éloigner des côtes à mesure que les technologies évoluent, les projets actuellement en développement en France restent souvent à moins de 30 kilomètres de la côte. Dernier projet retenu, le parc Bretagne Sud doit être implanté, au plus près, à moins de 20 kilomètres des côtes de Belle-Île-en-Mer.

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Si le nucléaire est, aujourd’hui, l’une des solutions privilégiées pour décarboner la production d’électricité dans le monde, cette technologie pourrait faire bien plus. En effet, chaque réaction de fission engendre une quantité colossale de chaleur dont l’utilisation pourrait participer à décarboner l’industrie. C’est ce que la Chine a commencé à faire avec le projet Heqi 1. 

À l’est de la Chine, le projet Heqi 1 consiste à envoyer de la vapeur d’eau issue des systèmes de refroidissement de la centrale nucléaire de Tianwan vers une zone industrielle de la ville de Lianyungang. Cette transmission n’est pas directe, pour garantir une sécurité maximale. L’eau du circuit de refroidissement est transformée en vapeur dans le générateur à haute pression grâce à la réaction de fission nucléaire. Cette vapeur sert ensuite à faire bouillir de l’eau de mer dans une usine de dessalement. Ensuite, la vapeur résultante de cette opération est elle-même conduite jusqu’à une usine pétrochimique par le biais d’un pipeline de 23 kilomètres de long, où elle servira pour les activités industrielles du site. Outre ces choix de conception, un ensemble de points de contrôles ont été mis en place pour vérifier l’absence de traces de radioactivité dans la vapeur. En cas d’anomalie, l’installation serait immédiatement arrêtée.

Selon la Compagnie nucléaire nationale chinoise (CNNC), le projet permettrait de fournir 4,8 millions de tonnes de vapeur par an, et ainsi éviter l’utilisation de près de 400 000 tonnes de charbon par an.

Cogénération : l’avenir de la filière nucléaire ?

Actuellement, la grande majorité des réacteurs nucléaires dans le monde est exclusivement dédiée à la production d’électricité. Pourtant, le rendement électrique d’une centrale ne dépasse guère les 30%, et les 70% d’énergie restante sont perdus sous forme de chaleur. Le développement d’une installation de cogénération de cette envergure pourrait marquer une étape cruciale dans le développement de la filière nucléaire, en permettant de mieux répondre aux enjeux de la décarbonation.

Il pourrait s’agir d’une réponse au défi de la production de chaleur, aujourd’hui largement dépendante des énergies fossiles. Dans la même dynamique, la startup française Jimmy cherche à mettre l’énergie nucléaire au service de la production de chaleur pour en accélérer la décarbonation grâce à son propre modèle de SMR. Si tout se passe comme prévu, les premiers réacteurs pourraient être déployés dès 2026.

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Enjeu décisif de la décarbonation, le stockage de l’énergie est amené à croître de façon exponentielle durant les prochaines décennies. Mais pour le moment, les technologies existantes ne donnent pas entière satisfaction : les batteries au lithium sont très chères tandis que les stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) nécessitent beaucoup de place et des investissements financiers très importants. Dans ce contexte, les batteries à flux rédox pourraient avoir un grand rôle à jouer.

Ces poudres vont-elles enfin démocratiser les super batteries à flux redox ?

Vous n’en avez peut-être jamais entendu parler, et pourtant. Les batteries à flux rédox pourraient devenir, à terme, un atout stratégique pour répondre à l’enjeu du stockage massif de l’électricité. Modulaires, durables et performantes, ces batteries cochent toutes les cases de la batterie parfaite, ou presque. La volatilité du prix des matériaux nécessaires à sa fabrication associée à son utilisation exclusivement stationnaire ont freiné son développement. Si bien que son marché a été estimé à 403 millions de dollars d’ici 2026 (selon un rapport de 2020), contre 107 milliards de dollars pour le lithium dès 2024.

Mais la partie n’est pas encore terminée. Au laboratoire américain de Pacific Northwest National Laboratory (PNNL), on croit au potentiel des batteries rédox. Et pour cause, les chercheurs du laboratoire ont mis au point un modèle de batterie à flux rédox utilisant des matériaux largement disponibles et bon marché, à savoir le chlorure de fer III et l’acide nitrilotri-méthylphosphonique, tous deux habituellement utilisés dans les stations d’épuration pour freiner les phénomènes de corrosion. Outre leurs prix, ces matériaux ont permis d’obtenir une batterie à la durée de vie excellente, puisque le PNNL a annoncé une efficacité de 98,7 % après 1 000 cycles de fonctionnement.

Une batterie à flux rédox, comment ça marche ?

Le fonctionnement d’une batterie à flux rédox, dont le principe a été mis au point par la NASA dans les années 70, diffère de celui d’une batterie de type lithium. Elle est, en effet, composée de deux réservoirs contenant chacun une solution électrolytique. En fonctionnement, ces électrolytes sont pompés jusque dans une cellule électrochimique qui contient deux électrodes séparées par une membrane perméable aux ions. Dans cette cellule se produisent des réactions d’oxydoréduction réversibles permettant de charger ou décharger la batterie. Les batteries à flux rédox actuelles utilisent généralement du vanadium, un métal obtenu à partir de minerais, grâce au raffinage de pétrole ou de la combustion de charbon.

Sur ce type de batterie, puissance et capacité sont découplées. Il est possible d’augmenter la capacité de la batterie en augmentant simplement la taille des réservoirs d’électrolytes. En conséquence, malgré leur encombrement important, cette modularité les rend idéales pour les solutions de stockage stationnaire, et en particulier pour le stockage d’électricité issue de moyens de production d’énergie renouvelable.

Futur allié de la transition énergétique

Le stockage de l’énergie constitue l’un des plus grands défis de la décarbonation des moyens de production d’énergie. Le stockage de l’énergie est, en effet, l’une des clés pour pouvoir exploiter le plein potentiel des moyens de production d’énergie renouvelable. Actuellement, les BESS (Battery Energy Storage System) ne parviennent pas à rivaliser avec les STEP pour stocker de l’énergie à très grande échelle, du fait d’un coût élevé au kWh, et d’une durée de vie plus faible. À l’inverse, si les STEP permettent de stocker de très grandes quantités d’énergie avec un haut rendement, elles demandent des investissements financiers très importants. De plus, elles ont nécessairement un impact important sur leur environnement, et pourraient donc être difficile à mettre en œuvre. De ce fait, les batteries à flux rédox pourraient constituer une alternative intermédiaire et permettre le stockage d’importantes quantités d’énergie avec un impact relativement faible sur l’environnement.

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