Finalement, les parkings ne seront pas obligatoirement recouverts de panneaux solaires d’ici 2028. Un amendement vient d’être adopté pour que cette solarisation puisse être remplacée par de l’ombrage végétal.

Mauvaise nouvelle, pour le secteur du photovoltaïque. L’Assemblée nationale vient de supprimer l’obligation de solariser les parkings de plus de 1500 m². Cette obligation avait pourtant été votée il y a à peine 2 ans, étant inscrite dans l’article 40 de la loi relative à l’Accélération de la production d’énergies renouvelables (APER). Pour rappel, cet article de loi obligeait tout propriétaire d’un parking de plus de 1500 m² à mettre en place des ombrières photovoltaïques sur 50 % de la surface du parking avant juillet 2028 et même juillet 2026 pour les parkings de plus de 10 000 m². Finalement, suite à l’adoption de cet amendement, les propriétaires auront le choix entre trois stratégies pour recouvrir la moitié de la surface des parkings :

• Installer des ombrières photovoltaïques,
• Planter des arbres assurant un ombrage des places de stationnement,
• Combiner les deux solutions.

Olivia Grégoire, ancienne ministre des PME à l’initiative de cet amendement, se félicite d’avoir facilité la mise en œuvre de cet article de la loi APER. À l’inverse, le Syndicat des énergies renouvelables dénonce la fin de l’obligation formelle de solarisation des parkings.

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La grande distribution vent debout contre cette loi

Dans les faits, ce nouvel amendement devrait soulager de nombreux propriétaires de parkings, en particulier des acteurs majeurs de la grande distribution. Selon ces derniers, la loi de solarisation des parkings conduisait à une mobilisation d’importantes zones foncières pendant 15 ans à 20 ans. Ces ombrières auraient ainsi pu empêcher l’extension de zones commerciales, ou la construction de parkings verticaux. D’autre part, de nombreux acteurs soulignaient la difficulté de faire cohabiter ces projets avec l’ombrage naturel déjà existant.

Outre les questions de fond, ce nouvel aller-retour contribue à créer un climat d’instabilité autour de l’installation de centrales photovoltaïques. Celui-ci est particulièrement néfaste, tant pour les futurs maîtres d’ouvrages qui doivent mobiliser des investissements dans un temps impartis relativement court, que pour la filière du photovoltaïque, déjà malmenée, qui ne peut s’organiser avec sérénité.

L’article Panneaux solaires : l’obligation de recouvrir les parkings abandonnée en France est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Consommer la totalité de sa production d’électricité solaire n’est pas aisé. Pour y remédier, il existe désormais une offre de batteries capables de stocker les excédents pour les réinjecter en fonction de la demande du logement. Ecoflow vient de lancer la sienne : la gamme Stream. Nous avons pu tester l’un des trois modèles proposés par la marque.

Lancer sa machine à laver vers 10 h, programmer le lave-vaisselle pour 12 h… avec une centrale solaire conventionnelle, il faut jongler pour faire correspondre la production à sa consommation. Et, malgré tout, une quantité significative d’énergie est souvent injectée dans le réseau public. Pour ceux qui bénéficient d’un contrat de revente à EDF OA, c’est n’est pas un problème. Mais pour les autres, c’est de la perte sèche.

Pour autoconsommer au maximum sa production solaire, une nouvelle solution émerge depuis quelques années : la batterie domestique. Jusqu’ici, elle était réservée au mieux aux électriciens expérimentés, sinon, aux plus aisés qui pouvaient solliciter les services d’entreprises spécialisées. L’arrivée de kits solaires avec batterie, le tout prêt-à-brancher, permet à presque tout le monde de s’équiper. L’offre devient fournie et la concurrence, entre autres, fait baisser les prix.

Ecoflow Stream, une gamme de trois batteries solaires

Dernièrement, le géant chinois Ecoflow a dévoilé sa gamme composée de deux modèles quasi similaires : la Stream Ultra, Stram Pro et Stream AC Pro. Il s’agit de batteries stationnaires disposant d’une capacité de stockage de 1,92 kWh grâce à des cellules LFP, et équipées d’un convertisseur (onduleur) AC/DC. Si la Stream Ultra peut être directement rechargée par des panneaux solaires grâce à ses 4 paires de connecteurs MC4 et son tracker MPPT (4 × 500 W et 60 V DC par entrée max), la Stream AC Pro n’a pas cette fonctionnalité.

Caractéristiques des batteries Ecoflow Stream
	Stream Ultra	Stream AC Pro	Stream Pro
Capacité de stockage	1 920 Wh
Puissance entrée DC (solaire) max	2 000 W (4 × 500 W)	Non applicable	1 500 W (3 × 500 W)
Nombre de trackers MPPT	4	Non applicable	3
Puissance de sortie AC (vers réseau logement)	800 W
Puissance de sortie AC (prises)	1 100 W (prise 1) 1 200 W (prise 2)
Puissance de charge AC	1 050 W
Plage de température de fonctionnement	-20 à +55 °C
Indice de protection	IP 65
Poids	23,1 kg	21,5 kg	22,8 kg
Dimensions	Haut : 28,4 cm Larg : 45,8 cm Prof : 25,5 cm
Garantie	10 ans
Durée de vie	6 000 cycles à 70 % SOH
Prix catalogue TTC	1 299 €	999 €	1 199 €

Dépourvue d’entrée solaire, l’AC Pro fait office de module d’extension, ou de batterie indirectement reliée aux panneaux si ces derniers disposent de leur propre micro-onduleur. Les batteries Stream peuvent en effet être reliées les unes aux autres par un câble spécifique, pour augmenter le stockage jusqu’à 11,52 kWh (soit 6 batteries couplées) et la puissance d’entrée solaire jusqu’à 12 kWc. Quel que soit le nombre de batteries reliées, le point de sortie vers votre réseau électrique est unique : il se fait par une prise classique.

Ainsi, pour d’évidentes raisons de sécurité, la puissance de sortie AC est plafonnée à 800 W dans tous les cas. Pour tirer davantage de puissance, il faut impérativement relier des appareils directement à la batterie, chaque unité possédant deux prises domestiques capables de sortir 2300 W au total (mais pas plus de 1 200 W par prise). Des puissances suffisantes pour de petits appareils (frigo, grille-pain, ordinateurs, TV, par exemple), mais un peu limitées pour les très grands logements tout-électrique.

Installation des panneaux solaires et de la batterie Stream Ultra

Ce n’est de toute façon pas la cible d’Ecoflow, qui vise plutôt les maisons standard et les appartements équipés de panneaux solaires « de balcon » ou au sol. Le logement que nous avons équipé pour ce test est à priori idéal : une maison d’environ 100 m² située dans le sud-est de la France et équipée d’un balcon à garde-corps en béton. Une précision importante, car pour fixer les panneaux solaires sans risque pour autrui, il est nécessaire de choisir des supports strictement appropriés à la configuration des lieux.

Nous avons logiquement choisi les supports pour balcon en béton d’Ecoflow afin d’y installer les deux panneaux rigides de 450 Wc chacun. Une belle erreur : le support n’est pas assez large pour notre garde-corps en parpaings de 20 cm. Il nous a de toute façon paru peu sûr : les panneaux (pesant 22,4 kg pièce tout de même) sont maintenus par simple pincement du cadre contre les rails, sans marge de sécurité en cas de glissement accidentel de la pince. Côté garde-corps, aucun ancrage au béton n’est prévu : le panneau est censé rester en place par son simple poids, grâce à deux petites pattes. Une configuration qui nous semble très risquée, notamment en cas de vents violents, ou de défaillance d’un des boulons.

Une autre paire de supports fournis par Ecoflow, muraux cette fois, a finalement permis d’arrimer ces panneaux de façon totalement sécuritaire. À noter que nous n’avons pas utilisé les chevilles métalliques incluses, mais opté pour des tiges filetées en inox scellées chimiquement dans les parpaings, pour écarter tout risque de chute.

Coût de l’installation dans notre configuration
Produit	Prix catalogue TTC hors promotion
Kit comprenant 1 batterie Ecoflow Stream Ultra et 2 panneaux solaires rigides 450 Wc Ecoflow	1 678 €
2 x support réglable pour façade Ecoflow	118 €
Quincaillerie pour la fixation des supports au mur (tiges inox, scellement, tamis)	64 €
TOTAL	1 860 €

L’installation des supports est certainement la partie la plus délicate dans le déploiement de ce kit. En effet, la mise en service des panneaux et de la batterie est particulièrement facile. Il suffit de brancher les connecteurs étanches MC4 et leurs extensions (fournies) aux ports dédiés sur la batterie Stream Ultra. Aucun risque d’inverser les polarités avec les câbles fournis. Il faut simplement veiller à brancher chaque connecteur MC4 à la bonne paire côté batterie (éviter de brancher le pôle négatif du panneau 1 sur le port négatif du panneau 2 côté batterie, par exemple). Quelques secondes après le branchement, la batterie se recharge à partir des panneaux photovoltaïques. Les éventuelles batteries supplémentaires se connectent entre elles en un clic, via un câble parallèle spécifique (non fourni).

Pour injecter la production, il faut également brancher la batterie à votre réseau domestique, à travers une simple prise (le câble est fourni). Nous vous conseillons vivement de connaître la morphologie de votre réseau électrique afin d’être sûr que la batterie est branchée sur un circuit correctement câblé et de section suffisante (1,5 mm² strict minimum). Si ce n’est pas exigé, l’idéal reste de créer un circuit réservé à la batterie, même si la puissance maximale de cette dernière ne dépassera jamais 800 W, soit bien moins qu’une bouilloire ou un chauffage d’appoint électrique.

Le compteur connecté, indispensable pour éviter l’injection gratuite

Dernier accessoire qui nous paraît indispensable, bien que les batteries Stream d’Ecoflow puissent fonctionner sans : le compteur intelligent à placer dans le tableau électrique. Pour cela, il vous faudra un minimum de connaissances en électricité afin de clipser le tore sur la phase générale de votre logement (deux autres tores sont présents pour les foyers raccordés en triphasé) et câbler l’alimentation du module. Attention : l’appareil est assez volumineux, le câble RJ45 des tores est bizarrement placé sur le haut du module et a tendance à appuyer contre les disjoncteurs placés au-dessus.

Cet appareil, actuellement fourni gratuitement lors de l’achat d’une batterie Stream, permet de mesurer en temps réel la puissance demandée par le logement. L’information est transmise à la batterie afin qu’elle puisse injecter uniquement la puissance équivalente. Ainsi, la production solaire n’est presque jamais injectée dans le réseau public (à l’exception de quelques wattheures par jour, temps de réponse oblige). Par exemple, lorsque les panneaux solaires produisent 800 W, mais que vous consommez 300 W, 500 W sont dirigés vers la batterie et 300 W sont injectés dans votre réseau. En l’absence de compteur intelligent, il vous faudra régler manuellement la puissance de sortie sur l’application smartphone Ecoflow.

L’application smartphone Ecoflow

C’est d’ailleurs sur votre smartphone que le reste de l’installation s’effectue. Les appareils s’appairent facilement en Bluetooth lors de la première configuration. Ils communiquent ensuite via votre réseau Wifi. Sur l’interface, l’essentiel est présent : l’on peut visualiser les flux d’énergie depuis les panneaux, vers la batterie et vers le logement, mais aussi la puissance consommée par votre logement si le compteur est installé. Le pourcentage minimum et maximum de batterie peuvent être réglés pour éviter l’usure et/ou conserver un marge de stockage par sécurité.

D’autres réglages optionnels permettent de favoriser l’injection d’électricité en fonction des tarifs de votre contrat de fourniture (heures pleines heures creuses, prix spot, même si c’est inutile en France pour le moment). Sur abonnement (vendu 69 €/an avec un mois d’essai gratuit), il est même possible d’activer un « mode IA premium » qui promet d’anticiper la production solaire et de créer automatiquement le profil d’injection le plus rentable selon de nombreux paramètres. Nous avons du mal à saisir sa réelle utilité, notamment dans notre cas avec une puissance solaire installée de seulement 900 Wc et une production déjà entièrement autoconsommée.

Nous avons toutefois constaté quelques bugs sur certaines données, comme la consommation du logement qui affiche un niveau délirant (plusieurs centaines de mégawattheures sur quelques jours) ou la puissance du logement parfois affichée en « Wh » au lieu de « W », même si la valeur est bonne. Ces petits bugs sont corrigés au fil du temps et à la dernière consultation, certains l’étaient déjà. Par ailleurs, il est possible de consulter l’état de santé détaillé de chaque batterie (SOH, nombre de cycles, capacités de charge et décharge cumulées, durées d’utilisation à haute et basse température, etc). Mais, cette fois, ce menu ne s’affichait soudainement plus à notre dernière consultation de l’application.

Installation discrète sur un balcon

Les batteries Ecoflow Stream étant classées IP65, elles résistent aux projections d’eau et à la poussière et peuvent donc être placées à l’extérieur. Le manuel d’installation exige toutefois qu’elle ne soit pas exposée à la pluie et aux rayons du soleil. Par précaution, nous la protégerons plus tard avec un petit auvent ou une caisse en plastique.

Nous l’avons posée dans un coin de notre balcon, où elle occupe peu d’espace et reste discrète. Son style est épuré, très moderne. Elle n’émet aucun bruit en fonctionnement, mais son indicateur lumineux, un ruban led vertical, l’est un peu trop à notre goût. Cela peut être gênant la nuit si vous y êtes sensible et, hélas, il n’est pas possible de régler l’intensité, voire l’extinction de ce voyant sur l’application.

Quelles performances en conditions réelles ?

Notre kit composé des deux panneaux de 450 Wc chacun et d’une batterie Ecoflow Stream Ultra s’est révélé efficace à l’usage. Nous avons pu produire jusqu’à 3,76 kWh quotidiennement. Cela paraît peu, mais c’est logique dans notre configuration : une végétation très dense occulte le soleil jusqu’à 10 h et dès 16h30. Les panneaux sont orientés plein sud, mais avec une inclinaison de 60° (contre les 30° généralement préconisés), configuration du lieu oblige. Si nous avons relevé un pic à 870 W (sur les 900 Wc installés) lors d’une journée de mai très ensoleillée, sous un épais orage, la puissance plafonne à une dizaine de watts.

Les panneaux monocristallins rigides se démarquent par leur rendement annoncé à 23 %, le record pour un panneau commercialisé étant à ce jour de 25,2 %. Et 31 % en laboratoire. Outre une classification IP68, Ecoflow promet une certaine robustesse : il supporterait jusqu’à 209 km/h de vent et une charge de neige de 51 kg. Aucun niveau de résistance à la grêle n’est précisé. Il faut cependant noter que leur manutention est particulièrement difficile lorsqu’on est seul pour l’installer : il fait 1,91 m de long pour 1,13 m de large et 3 cm d’épaisseur.

Quelles économies espérer avec l’Ecoflow Stream Ultra ?

La gamme de batteries Ecoflow Stream étant commercialisée depuis la mi-mai 2025, nous n’avons pas pu accumuler suffisamment de données de production pour calculer la rentabilité en conditions réelles. Sur la semaine d’utilisation, l’on constate toutefois que l’injection et le stockage de la production solaire fonctionnent parfaitement, grâce au compteur intelligent. Dès que la consommation du logement est inférieure à la puissance générée par les panneaux photovoltaïques, la batterie stocke la différence, sans jamais saturer. À l’exception de quelques wattheures marginaux égarés dans le réseau public mais aussi dans les pertes de l’onduleur (dont nous n’avons pas pu calculer le rendement), la quasi-totalité de ce que nous produisons est valorisée.

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D’après le simulateur européen PVGis, les panneaux cumulant 900 Wc seraient en mesure de produire 1 438 kWh chaque année (dans des conditions idéales, donc pas dans celles de notre essai). Nous avons ainsi pu estimer la rentabilité du kit avec sa batterie Ecoflow Stream Ultra, qui apparaît particulièrement séduisante lorsqu’on y connecte la puissance maximale de panneaux solaires (2 000 Wc).

S’il faudrait un peu moins de 7 ans pour amortir l’achat avec 900 Wc installés (nos deux panneaux de 450 Wc), le temps de retour sur investissement chute à 4,5 ans avec quatre panneaux de 520 Wc. Sur dix ans, le coût de production de votre électricité solaire s’élèverait, selon nos calculs, à 0,089 €/kWh. C’est très peu, le tarif le plus bas parmi les fournisseurs d’électricité étant à ce jour de 0,13 €/kWh (EDF Tempo, heures creuses jour bleu) et le kilowattheure base du tarif réglementé à 0,20 €.

Estimation des économies selon deux cas
Puissance solaire installée	900 Wc	2 080 Wc (2000 utilisables)
Composition du kit	1 x batterie Stream Ultra 2 x panneau 450 Wc 2 x support mural + quincaillerie	1 x batterie Stream Ultra 4 x panneau 520 Wc 4 x support mural + quincaillerie
Coût du kit	1 860 €	2 713 €
Production estimée sur un an dans le sud-est de la France sans ombrages (Orientation plein sud, inclinaison 30°, 10 % de pertes incluses, source : PVGis)	1 438 kWh	3 196 kWh
Production autoconsommée (Taux de 95 %)	1 366 kWh	3 036 kWh
Temps de retour sur investissement (Coût de l’électricité du réseau à 0,20 €/kWh)	6,8 ans	4,5 ans
Coût de l’électricité solaire produite sur 10 ans	0,136 €/kWh	0,089 €/kWh

Notre avis sur l’Ecoflow Stream Ultra

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S’il est une substance qui attire toutes les convoitises aujourd’hui, c’est bien le lithium. Au point de faire craindre à de nombreux observateurs qu’il puisse manquer pour la transition énergétique. Toutefois, qui dit course au lithium, dit recherche du lithium, et de nombreux nouveaux projets sont lancés.

Nous avons relaté dans nos colonnes les projets d’extraction du lithium en Alsace dans des puits géothermiques. Ce lithium, appelé lithium géothermal et issu de procédés dits DLE (pour Direct Lithium Extraction), extrait la précieuse substances de saumures, c’est-à-dire de l’eau très concentrée en sel et extraite de sources profondément enfouies sous le sol.

Cette technique présente plusieurs avantages : rapidité, faible surface mobilisée et moindres impacts écologiques. Il est également possible de produire de l’énergie géothermique par la même occasion. Et c’est un projet de ce type qui a démarré en 2024 en Californie, dans l’Imperial Valley.

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Lancement de la première phase du projet

Le projet phare est appelé Hell’s Kitchen. Il est mené par la société Controlled Thermal Resources. C’est un projet de grande envergure. Qu’on en juge : un investissement de 1,85 milliard de dollars, destiné à produire 40 MW de chaleur et 25 000 tonnes d’hydroxyde de lithium chaque année. À terme, la production devrait être portée à 350 MW de chaleur et 175 000 tonnes de lithium par an.

Le groupe automobile Stellantis a massivement investi dans ce projet : plus de cent millions de dollars en août 2023. Un investissement qui lui permettra de se réserver une part de la production, à savoir 65 000 tonnes par an d’hydroxyde de lithium, et ce, pour les dix prochaines années. Ces investissements, combinés à ceux de General Motors et du DOE (Departement of Energy étasunien), ont permis le lancement du projet. La construction a ainsi démarré en 2024.

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Un gisement total colossal

Ce projet phare de la région, a cependant accusé un an de retard, du fait de conflits juridiques relatifs aux études environnementales. Ces conflits ont été tranchés en début d’année, permettant au projet de tout juste redémarrer. La première phase du projet est planifiée pour 2026 en ce qui concerne la production d’énergie et 2027 pour la production de lithium.

D’après le Lawrence Berkeley National Laboratory du DOE, la région contiendrait plus de 3,4 millions de tonnes de lithium exploitables (l’étude est accessible en source ouverte). Cela permettrait d’équiper plus de 375 millions de véhicules électriques. Plus que d’habitants aux États-Unis, donc. Justifiant ainsi pleinement le nom de la vallée, qui, sous l’engouement, a pris depuis le nom de Lithium Valley.

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Un léger doute planait sur les raisons exactes de l’arrêt inopiné d’un réacteur nucléaire de la centrale de Golfech (Tarn-et-Garonne), le 28 avril, pile au moment où le réseau électrique ibérique s’effondrait. Le doute est finalement levé.

L’arrêt automatique du réacteur n° 1 de la centrale nucléaire de Golfech, survenu le 28 avril 2025, est bien une conséquence du black-out massif qui a renvoyé l’Espagne et le Portugal au moyen âge durant une dizaine d’heures. C’est ce qu’a confirmé le 5 mai le gestionnaire du réseau français RTE. L’incident, inédit par son ampleur en Europe, a entraîné des perturbations en chaîne jusque de l’autre côté des Pyrénées.

La chronologie des événements était assez troublante. À 12h33, alors que l’ensemble de la péninsule Ibérique se retrouve privée d’électricité, le premier des deux réacteurs nucléaires de la centrale de Golfech s’arrête automatiquement. En cause ? « Une forte variation de la fréquence du réseau électrique externe [qui] a perturbé le fonctionnement normal de l’unité de production ». « En réponse, et conformément aux dispositifs de sûreté et de protection du réacteur, celui-ci s’est mis en arrêt automatique conformément aux protocoles de sécurité », explique l’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection (ASNR), à qui l’incident a été déclaré deux jours plus tard.

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RTE indique que plusieurs installations du sud-ouest de la France ont été affectées, bien que de façon limitée. Des coupures ont touché certains foyers et industriels, notamment au Pays basque français. EDF a lancé une enquête interne pour vérifier l’intégrité des installations de Golfech, qui ont pu être remises en service dès le lendemain. L’origine exacte du black-out ibérique n’a toujours pas été officiellement déterminée, mais cet épisode met en lumière la part des énergies renouvelables intermittentes dans le mix et les interconnexions entre réseaux européens.

L’article Arrêt imprévu de la centrale nucléaire de Golfech : le blackout en Espagne en était bien la cause est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Vingt ans après choisi de progressivement tourner le dos au nucléaire, la Belgique vient de faire volt-face et mise finalement sur l’atome pour sa production énergétique.

On ne pourra pas dire que c’est une surprise. Depuis son arrivée au pouvoir le 3 février 2025, le gouvernement de Bart De Wever travaille à la relance du nucléaire dans un pays qui avait pourtant inscrit dans sa loi, en 2003, un abandon total du recours à l’atome pour l’automne 2025.

Finalement, l’abrogation de cette loi a été votée par une large majorité du parlement belge. Ce vote supprime ainsi toute référence à une sortie du nucléaire à l’automne, mais supprime également l’interdiction de construire de nouvelles installations nucléaires. Enfin, il ouvre la possibilité d’étendre la durée de vie d’autres réacteurs nucléaires. Cette nouvelle ne fait que renforcer ce vent pronucléaire qui souffle sur l’Europe.

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Prolonger les réacteurs actuels, puis créer de nouvelles installations

Lorsque la loi sur la sortie du nucléaire a été votée, en 2003, le parc belge était composé de 7 réacteurs répartis dans 2 centrales. Sur ces 7 réacteurs, trois d’entre eux ont déjà été déconnectés du réseau : Doel 3 en septembre 2022, puis Tihange 2 en 2023. Enfin, Doel 1 a été fermé le 14 février dernier.  Désormais, Engie travaille sur une mise à niveau des réacteurs Doel 4 et Tihange 3 pour prolonger leur exploitation jusqu’en 2037. En parallèle, le gouvernement belge souhaite augmenter la part de la production d’électricité d’origine nucléaire dans le mix électrique et atteindre 8 GW de capacité de production. Pour cela, le gouvernement compte sur les petits réacteurs modulaires, et espère la mise en service d’un premier miniréacteur SMR à l’horizon 2040. L’hypothèse de construction d’un EPR a également été évoquée.

À plus court terme, le gouvernement souhaite le redémarrage des quelques réacteurs récemment fermés, sans aucune garantie sur la faisabilité d’un tel projet. Et pour cause, les travaux s’annoncent très importants, car deux des trois réacteurs concernés sont déjà, en partie, démantelés. De son côté, Engie qui est chargé de l’exploitation des deux centrales belges, n’a pas annoncé clairement sa position sur ces projets.

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Qui gagnera la course à la fusion nucléaire ? Jusqu’ici en retard face à des pays comme les États-Unis ou l’Allemagne, la France commence enfin à s’organiser et compte désormais une startup qui mise sur l’utilisation de lasers pour y parvenir. 

Avec la perspective d’une énergie propre et quasi illimitée, la fusion nucléaire suscite un intérêt croissant à travers le monde. En France, les équipes d’ITER ne sont pas les seules à se pencher sur la question. La startup GenF, créée en 2024, entend bien remplacer les réacteurs nucléaires français de 900 MW par des réacteurs à fusion nucléaire d’ici 2050. Pour y parvenir, elle mise sur la technique du confinement inertiel. Cette technique, contrairement à la technologie du confinement magnétique que l’on retrouve sur le projet ITER, consiste à irradier une capsule de deutérium et de tritium par le biais de centaines de lasers. Ces derniers ont pour rôle d’augmenter brutalement la pression et la température de la capsule en question, ce qui entraîne la fusion des deux éléments. Cette réaction de fusion libère alors une grande quantité d’énergie.

Si l’équipe de GenF ne compte qu’une dizaine de personnes, elle peut s’appuyer sur de précieux partenaires. Elle profite ainsi du savoir-faire de Thalès en matière de lasers haute puissance, de Dassault Systèmes, ou encore de l’entreprise Assystem qui est spécialisée dans la conception de jumeaux numériques. Surtout, GenF a noué des partenariats avec le CNRS (Unités de recherche Luli et Celia), ainsi qu’avec la Direction des applications militaires du CEA. Pour accélérer le développement de la fusion nucléaire à confinement inertiel, et renforcer la coopération avec ses différents partenaires, GenF souhaite ouvrir, en 2028, le Fusion Hub dans la région bordelaise.

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Profiter des installations du projet Laser Mégajoule

Le choix de la région bordelaise n’est d’ailleurs pas un hasard. C’est ici que la Direction des applications militaires du CEA a établi le projet Laser Mégajoule, un élément central du programme militaire français Simulation. Ce projet prend place dans un bâtiment de 300 mètres de long, et permet de simuler des essais nucléaires pour assurer la pérennité de la dissuasion nucléaire française, malgré l’arrêt définitif des essais en conditions réelles.

Le Laser Mégajoule permet de concentrer une très forte quantité d’énergie sur une très petite cible. Après de premiers essais avec moins d’une dizaine de lasers en 2014, l’installation a été progressivement développée jusqu’à permettre de réaliser la première expérience de fusion en 2019, grâce à 48 lasers. En 2020, elle en comptait 80, pour un objectif final de 176 lasers capables de déposer une énergie de 1,8 MJ sur une cible de quelques millimètres. Cette installation de classe mondiale devrait être un atout majeur pour permettre à GenF de dompter la fusion nucléaire, et ainsi la rendre industriellement viable à l’horizon 2050. Prochaine étape : démontrer la rentabilité économique du procédé grâce au projet Taranis, de 100 MWth. Ce programme vise un gain supérieur à 100, une capacité de production de 100 MW, pour 1 MW d’électricité injectée.

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Une jeune startup française travaille à la mise au point un bateau de pêche autonome, avec une particularité singulière : celui-ci ne devrait pas rentrer au port avec une cargaison de thon, de cabillaud ou de sole, mais plutôt avec des batteries chargées d’électricité décarbonée. 

Que faisait donc cet esquif sans pilote, le long de la digue du port de plaisance des Sablons, à Saint-Malo ? Loin du simple modèle réduit télécommandé, ce monocoque basé sur un ancien Optimist est en réalité un prototype de navire capable de produire de l’électricité, à l’échelle 1/5.

Baptisé Onni, il doit permettre à la startup française UNDA de tester la faisabilité de sa solution technique brevetée de production d’énergie. Celle-ci consiste en un navire autonome et sans pilote, capable de se positionner dans des vagues pouvant atteindre 4 mètres, et de transformer les mouvements de la houle en électricité via un système oscillo-battant. Une fois les batteries pleines, le bateau revient automatiquement au quai pour injecter l’électricité produite sur le réseau. Selon la startup, un tel bateau pourrait produire entre 600 et 700 MWh d’énergie par an. Le démonstrateur sera testé en conditions réelles pendant près d’un an et demi dans le port de Saint-Malo.

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Une approche différente des technologies houlomotrices existantes

À l’heure actuelle, de nombreux concepts de production d’énergie issue de la houle reposent sur des dispositifs flottants, mais ancrés au fond marin, et nécessitent une infrastructure permettant de ramener la production d’électricité à terre via des connexions électriques dédiées. À l’inverse, d’autres systèmes, comme DIKWE ou EcoWave Power, sont conçus pour être installés à proximité directe des infrastructures portuaires. Ces derniers profitent généralement d’une houle moins puissante qu’au large.

Sur le papier, le système UNDA réunit le meilleur des deux mondes, et permet de profiter au mieux de la houle, sans nécessiter de liaison électrique coûteuse. Cette configuration lui confère également une plus grande polyvalence, et des investissements moins importants en matière d’infrastructure. Pour ces raisons, ce système pourrait être parfaitement adapté aux communautés insulaires isolées électriquement, qui sont soucieuses de décarboner leurs moyens de production d’énergie. Le système UNDA a également l’avantage de ne nécessiter qu’une maintenance simple, et de ne pas entraîner de conflit d’usage en mer.

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La Belgique vient de commencer la construction de la toute première île énergétique au monde, située en mer du Nord. À terme, cette infrastructure deviendra un élément clé du parc éolien belge en pleine expansion.

Comme dans d’autres pays européens, l’éolien offshore contribuera à la décarbonation de l’électricité en Belgique. Depuis 2020, environ 2,2 GW d’éoliennes ont été installés dans une première zone située en mer du Nord. Afin d’atteindre l’objectif fixé entre 5,4 et 5,8 GW de puissance offshore totale, une nouvelle zone baptisée « Zone Princesse Elisabeth » a été définie. Celle-ci s’étend sur environ 285 km² et accueillera près de 3,5 GW supplémentaires.

Dans le cadre de ce nouveau projet, le pays a décidé de construire une plateforme maritime où seront regroupés les câbles provenant des futures centrales éoliennes dans le but de faciliter l’acheminement de l’électricité vers le continent. Ainsi est né le projet de l’île énergétique artificielle, « Princesse Elisabeth », qui se situera à 45 km des côtes belges, et s’étendra sur une superficie de 6 hectares.  L’installation servira également de point d’atterrage pour les câbles sous-marins reliant la Belgique au Royaume-Uni et au Danemark. Le projet sera piloté par le groupe ELIA, gestionnaire du réseau de transport d’électricité belge, qui vient d’ailleurs d’annoncer la réussite de la mise en place des premiers composants de l’île.

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Les premiers caissons déjà installés

La fondation sera composée de 23 caissons en béton qui formeront le périmètre extérieur, tandis que la partie intérieure sera remplie de sable. À la surface seront installées les infrastructures électriques, protégées contre les vagues et les inondations grâce à un imposant mur de protection.

Le 30 avril dernier, le groupe ELIA a ainsi annoncé la réussite de l’installation des deux premiers caissons pesants chacun 22 000 tonnes, sur les 23 unités prévues. Les travaux ont été confiés à un consortium regroupant les entreprises belges DEME et Jean De Nul. Ces caissons ont été transportés par quatre bateaux remorqueurs depuis le port de Vlissingen, aux Pays-Bas, où ils ont été construits. Un système d’ancrage avait déjà été préinstallé sur le site. Pour leur immersion, les caissons ont d’abord été remplis d’eau. Une fois posés sur le fond marin, ils ont été remplis de sable avant d’être scellés pour éviter toute fuite de leur contenu. Une couche de protection rocheuse a été ensuite ajoutée pour sécuriser l’installation contre d’éventuelles tempêtes estivales.

L’ensemble des opérations, du transport à l’installation, a duré 24 heures et a mobilisé une dizaine de navires et près de 150 personnes. D’après le calendrier du groupe, la construction de l’île énergétique devrait être achevée en 2026, et celle des équipements électriques, en 2030. À terme, cette installation deviendra « un élément essentiel de l’approvisionnement électrique de la Belgique », a affirmé l’entreprise.

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Dans une tribune commune publiée le 7 mai dans Le Figaro, Emmanuel Macron et Friedrich Merz appellent à un « réalignement stratégique » des politiques énergétiques française et allemande. Le président français et le patron de la CDU, probable successeur d’Olaf Scholz à la chancellerie, plaident notamment pour une approche commune fondée sur la « neutralité technologique », concept cher à la France pour défendre le nucléaire dans les débats européens.

Les deux dirigeants souhaitent garantir « un traitement non discriminatoire de toutes les énergies bas-carbone », citant en particulier l’hydrogène, dans une tribune commune publiée dans Le Figaro. Cette position arrive à point nommé alors que la bataille fait rage sur la définition du futur « hydrogène vert » de l’Union européenne. Paris milite pour que l’hydrogène produit grâce à l’électricité nucléaire soit reconnu comme bas-carbone, une position refusée par Berlin jusqu’ici. La tribune évoque un possible rapprochement appelant à une « approche pragmatique » sur le sujet.

Autre point de convergence : le rôle du gaz naturel comme énergie de transition. Si cette idée fait consensus dans plusieurs pays, elle reste polémique à Bruxelles, notamment au regard des objectifs de neutralité carbone. Le gaz reste polluant, bien qu’il émette moins de gaz à effet de serre que le charbon, il reste brûlé pour produire de l’électricité ou chauffer. Les chefs d’État Macron et Merz estiment que certains États doivent pouvoir y recourir temporairement.

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Respect mutuel des choix énergétiques

Le message de cette tribune demeure politique : sortir de l’affrontement entre Paris et Berlin sur l’énergie, qui a marqué le mandat de Scholz, pour favoriser une entente constructive. À travers le prisme de la neutralité technologique, comprendre le respect mutuel des choix technologiques, la France espère toujours ouvrir l’accès aux financements européens pour ses projets nucléaires, notamment des EPR2.

Enfin, les deux dirigeants insistent sur l’importance d’investissements massifs dans les infrastructures, en particulier transfrontalières. Le marché européen interconnecté de l’électricité est une arme face au risque de blackout. L’Espagne et le Portugal pointaient, lors de leur épisode récent, le manque de puissance d’échange transfrontalière avec la France et le reste de l’Europe.

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Si les parcs éoliens font souvent l’objet de procédures judiciaires, notamment du fait d’associations locales, rares sont les situations qui durent aussi longtemps. Dans l’Hérault, le sort du parc éolien de Bernagues est encore incertain, de plus de 20 ans après l’obtention du premier permis de construire. 

D’apparence, la petite ville héraultaise de Lunas a des allures de havre de paix, blottie au cœur des reliefs cévenols. Pourtant, voilà plus de 20 ans que s’y joue un feuilleton judiciaire sur fond d’énergies renouvelables et de biodiversité. Tout commence en 2004, quand un premier permis de construire est validé pour l’implantation d’un parc éolien de sept turbines. Mais le Conseil d’État est saisi par des associations de défense de l’environnement, au motif que des Aigles Royaux vivent non loin du projet. Le Conseil d’État décide d’annuler par deux fois le permis de construire du parc, en 2011 et 2012.

Finalement, dans un cadre juridique contesté, l’entreprise Énergies renouvelables du Languedoc (ERL) entame la construction et la mise en service du parc éolien entre 2015 et 2016. L’histoire ne s’arrête pas là, puisqu’en 2021, l’entreprise est condamnée à la démolition du parc par le Tribunal d’instance de Montpellier, faute de permis de construire valide. Cette décision sera ensuite confirmée en décembre 2023 par la cour d’appel de Nîmes. Entre-temps, l’entreprise sera également condamnée pour la mort d’un vautour en 2020, puis la mort d’un aigle royal en janvier 2023.

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Démantèlera, démantèlera pas ?

Mais au bout du suspense, ce 30 avril 2025, la Cour de cassation a finalement cassé l’arrêt de la cour d’appel de Nîmes qui ordonnait le démantèlement du parc. Selon la Cour de cassation, le permis de construire n’est finalement pas nécessaire, puisque les permis de construire n’existent plus pour les éoliennes depuis 2017.

Si les équipes d’ERL ont dû pousser un soupir de soulagement à l’issue du verdict, les pales des 7 éoliennes du parc ne sont pas près de se remettre à tourner. En parallèle, le tribunal de Montpellier a ordonné l’arrêt pour un an du parc éolien, du fait de la mort de l’aigle royal. Ce jugement s’accompagne d’une amende de 200 000 euros, dont 100 000 euros avec sursis. Ce cas n’est d’ailleurs pas unique, puisque ce même tribunal judiciaire de Montpellier a également exigé la suspension d’activité immédiate pour quatre mois d’un autre parc éolien situé sur le causse d’Aumelas. Celui-ci, composé de 31 éoliennes, aurait causé la mort de 150 à 300 faucons crécerellette.

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La méga panne d’électricité survenue le 28 avril en Espagne et au Portugal a fait frissonner le réseau européen. S’il n’a pas eu d’impact majeur en dehors de la péninsule ibérique, des moyens de production ont dû être mobilisés, notamment en France, pour stabiliser la fréquence.

« La réalimentation électrique de la péninsule ibérique a été initiée via la France (et le Maroc) » expliquait le gestionnaire du réseau électrique français RTE dans une foire aux questions publiée début mai. Toutefois, peu de détails ont été révélés sur la logistique mise en œuvre pour fournir de la puissance au réseau espagnol. Sur sa page Linkedin, Stéphanie Marco, la directrice d’EDF Hydro pour la zone Méditerranée, donne une première idée. Dans une publication où elle rappelle « la nécessité de maintenir un mix énergétique équilibré permettant d’assurer la stabilité du réseau électrique », la responsable évoque le rôle de l’aménagement hydroélectrique Durance-Verdon, situé dans le sud-est de la France.

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Cet ensemble de 23 centrales totalisant une puissance installée de 2 000 mégawatts (MW) produit de l’électricité à partir d’un vaste réseau de canaux usiniers, rivières, bassins et lacs artificiels. Il présente la particularité de s’étendre sur 250 km et de pouvoir être mobilisé rapidement en fonction des besoins. « Nos ouvrages ont d’ailleurs été utilisés par RTE pendant environ 24 h pour concourir à la stabilité du réseau européen lors du black-out ibérique du 28 avril » assure Stéphanie Marco. « […] le meilleur des kWh est celui produit par la chaîne Durance-Verdon : 100 % renouvelable, 100 % pilotable » se targue la directrice.

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La tranche biomasse de la centrale de Provence (Bouches-du-Rhône) a récemment redémarré, mais pour combien de temps ? Malgré un accord avec l’État, elle suscite les polémiques, et témoigne des potentielles limites de la biomasse comme énergie vertueuse.

Malgré un récent accord entre l’État et GazelEnergie, exploitant de la centrale biomasse de Gardanne, celle-ci continue d’être sous le feu des critiques. Principal sujet de tension : l’impact environnemental de la centrale, notamment sur les écosystèmes locaux. La situation est telle que la justice a sommé l’entreprise d’élargir son étude d’impact aux forêts du sud-est de la France. Ainsi, une enquête publique au vaste périmètre vient d’ouvrir.

Au total, cette enquête mobilise 15 commissaires enquêteurs, et s’étend sur 324 communes, 17 départements et 3 régions. L’objectif est d’étudier l’impact de la centrale sur les forêts locales et leur économie. Il faut dire que pour son fonctionnement, pourtant plafonné à 4 000 heures par an contre les 7 500 heures initialement prévues, il lui faudra pas moins de 240 000 tonnes annuelles de plaquettes forestières prélevées sur 250 km autour de la centrale.

Pour atteindre les 450 000 tonnes de biomasse requises, 60 000 tonnes proviendront de déchets bois dans un rayon de 200 km. Enfin, les 150 000 tonnes restantes devront arriver par bateau depuis le Brésil ou l’Espagne.

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L’absence de cogénération, plus gros problème de la centrale de Gardanne ?

Les 240 000 tonnes nécessaires constituent un volume très important. À titre de comparaison, la région Auvergne-Rhône-Alpes a produit, en 2024, 1,25 million de tonnes de bois déchiqueté. De ce fait, les associations locales s’inquiètent d’une potentielle concurrence de la centrale de Gardanne avec des modèles locaux plus vertueux.

Outre ces besoins en biomasse locale, ainsi que ses importations de biomasse, la centrale de Gardanne a un autre problème majeur. À l’instar de la centrale biomasse Sylviana (Var), elle affiche un rendement proche des 30 %, voire moins selon certaines sources, du fait de l’absence de cogénération. En l’état, presque les ¾ de bois brûlé est perdu en chaleur, simplement évacuée dans l’atmosphère. Pourtant, celle-ci pourrait être récupérée et valorisée par le biais de réseaux de chaleur, comme c’est le cas pour de nombreuses installations de biomasse. À Gardanne, ce fonctionnement a été envisagé pour alimenter en chaleur la commune voisine et l’usine d’Alumines Altéo, mais n’a finalement jamais abouti.

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Les parcs éoliens offshore de grande taille ont du plomb dans l’aile depuis plusieurs mois. Dernier exemple en date : le projet britannique Hornsea 4 et ses 2,4 GW vient d’être annulé. 

Il n’atteindra pas les 7,8 GW de puissance installée, du moins pas tout de suite. Le cluster Hornsea, composé de deux parcs éoliens déjà en service et d’un troisième en construction, est à ce jour le plus grand site éolien en mer mondial. Le parc devait compter une quatrième extension de 2,4 GW, mais celle-ci ne verra finalement pas le jour, faute de rentabilité.

Actuellement, le parc éolien Hornsea comporte 3 phases distinctes :

• Hornsea 1, composé de 174 éoliennes pour 1218 MW, a été mis en service en 2020,
• Hornsea 2, composé de 165 éoliennes pour 1386 MW, a été mis en service en 2022,
• Hornsea 3, composé de 231 éoliennes pour 2900 MW, est en cours de construction et devrait être mis en service d’ici 2027.

La quatrième tranche de ce projet a été attribuée, en septembre dernier, à Orsted par le gouvernement britannique. Mais après neuf mois de développement, le géant dannois a décidé de renoncer au projet dans sa forme actuelle. Pour expliquer cette décision, le groupe a notamment cité la hausse des coûts des chaînes d’approvisionnement ainsi que la hausse des taux d’intérêt. Ces deux facteurs clés ont grandement altéré la rentabilité visée par Orsted sur ce projet. Espérant une évolution de la situation, Orsted conserve tout de même Hornsea 4 dans son portefeuille de projets.

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Un cas loin d’être isolé

Le cas de figure rencontré par Orsted est loin d’être anodin. En réalité, tous les acteurs de l’éolien en mer sont confrontés aux mêmes contraintes. Dès 2023, Vattenfall et Iberdrola ont été contraints d’annuler des projets avec Norfolk Boreas, d’une puissance projetée de 1,4 GW, et Park City, d’une puissance de 804 MW. Plus récemment, Vattenfall a également dû interrompre le développement du projet suédois Kriegers Flak pour cause de conditions d’investissement non viables.

Enfin, l’hostilité de Donald Trump envers parcs éoliens offshore a également sérieusement entamé le développement de certains projets. BP a, ainsi, été contraint de revendre ses projets Empire 1 et 2 à Equinor, tout en annulant, en février, la demande de raccordement du parc Beacon Wind, situé au large de New York.

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Le patron des patrons hausse le ton sur la question du prix de l’électricité. Devant la commission des Affaires économiques du Sénat, mardi 7 mai, Patrick Martin, président du Medef, a jugé qu’un « bon prix » de l’électricité pour les entreprises énergo-intensives devait se situer à « maximum 50 €/MWh », inférieur au coût de production nucléaire estimé par la CRE.

Auditionné par la commission des Affaires économiques du Sénat le 7 mai, le président du Medef Patrick Martin a estimé que le tarif acceptable pour les entreprises électro-intensives ne devait pas dépasser 50 euros le mégawattheure (€/MWh). Une référence inférieure au coût de production du nucléaire d’EDF, estimé à 60 €/MWh pour la période 2026-2030 par la Commission de régulation de l’énergie (CRE).

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Baisser les prix de l’électricité et contractualiser

Selon Patrick Martin, « l’impact du prix de l’énergie sur la réindustrialisation ou l’attractivité du territoire est absolument évident ». Or, malgré la baisse des prix sur les marchés, « on n’en est pas là aujourd’hui », regrette-t-il. Il appelle donc à une avancée rapide dans les discussions entre l’État et EDF sur les futurs contrats de long terme, censés garantir un prix stable aux entreprises à partir de 2026. Jusqu’ici, le Medef n’avait pas pris de position officielle sur ce dossier. Désormais, le mouvement des patrons alerte : « beaucoup d’investissements de la part de ces entreprises sont suspendus ou sont transférés » à l’étranger à cause des prix élevés de l’électricité.

Selon la quatrième phase de l’enquête énergie du Medef, publiée en mars 2024, 53 % des entreprises déclaraient payer l’électricité à plus de 180 €/MWh, et 18 % dépassent même les 280 €/MWh, en particulier parmi les PME. Les entreprises ayant signé des contrats pendant le pic de la crise énergétique restent en difficulté, malgré un repli récent des prix. Elles se montrent surtout inquiètes de la hausse structurelle du coût de l’énergie et du manque de visibilité à moyen terme.

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On connaissait l’intérêt de Google vis-à-vis des mini réacteurs nucléaires SMR. Le géant américain vient de montrer qu’il croyait également au nucléaire plus conventionnel, en finançant le développement de grandes centrales.

Google continue d’investir dans le nucléaire. Après un récent accord signé avec Kairos Power, pour l’installation de 6 à 7 mini réacteurs nucléaires SMR, le géant américain vient d’accepter de financer les premiers stades de développement de trois nouveaux sites nucléaires, portés par Elementl Power. Si aucun élément n’a été officialisé sur le montant de l’investissement, ou la localisation des trois sites, on sait que chacune des centrales aurait une puissance d’au moins 600 MW. Dans le cadre de cet accord, Google bénéficie d’une option d’exploitation commerciale une fois les sites opérationnels.

Pour l’heure, Elementl Power, qui a été fondée en 2022, n’a encore aucun site à son actif, et n’a pas annoncé de choix en matière de technologie de réacteur. L’entreprise se laisse donc la possibilité de choisir la technologie la plus avancée au démarrage de la construction. L’entreprise vise la mise en service de 10 GW de centrales nucléaires sur le réseau américain d’ici 2035.

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Le nucléaire, porté par les géants de l’IA

Cette nouvelle témoigne, une nouvelle fois, de l’engouement des GAFAM pour l’énergie issue du nucléaire. Avec le développement massif de l’intelligence artificielle, les géants de la tech se sont lancés dans une course contre-la-montre pour augmenter les capacités de production d’énergie. Récemment, Jack Clark, le co-fondateur de la société Anthropic, spécialisée dans l’intelligence artificielle, a indiqué que pour suivre la croissance de l’IA, il faudrait pas moins de 50 GW de puissance électrique supplémentaire d’ici 2027.

Néanmoins, pour faire face à ces besoins grandissants, pas question d’avoir recours aux énergies fossiles. Les géants du numérique s’emploient donc, un à un, à multiplier les investissements dans la production d’énergie décarbonée, et en particulier celle issue du nucléaire. Ainsi, Microsoft vient de s’approprier la future production électrique du réacteur n° 1 de la centrale Three Mile Island, tandis qu’Amazon s’apprête à construire l’un de ses data center à proximité directe d’une centrale nucléaire, et vient d’investir 500 millions de dollars dans une startup spécialisée dans les SMR.

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Elles ressemblent à s’y méprendre aux traces laissées par les gastéropodes : mais attention, il n’en est rien. Les snail trails, ces marques visibles sur les cellules de certains panneaux solaires, témoignent d’une défaillance susceptible de dégrader leur capacité de production et leur durée de vie.

Les panneaux solaires sont parfois victimes d’un phénomène aussi discret qu’insidieux : les traînées d’escargot ou snail trails en anglais. Derrière ce nom poétique se cache un véritable problème technique qui peut compromettre à la fois l’efficacité énergétique et l’esthétique des modules photovoltaïques.

Apparaissant sous forme de fines lignes sombres serpentant à la surface des panneaux, ces traînées évoquent les traces laissées par un escargot. Mais leur origine est bien moins anodine. Elles résultent de microfissures dans les cellules photovoltaïques, où l’humidité et l’oxygène s’infiltrent progressivement. Exposées à la chaleur, aux rayons UV et à l’humidité ambiante, ces microfissures deviennent le théâtre de réactions chimiques. Des nanoparticules d’argent issues du circuit électrique migrent et réagissent avec l’encapsulant, une matière plastique protectrice, entraînant une décoloration visible à l’œil nu. Dans certains cas extrêmes, le phénomène peut même causer une perforation du panneau de part en part.

Privilégier les panneaux de qualité et faire jouer la garantie

Au-delà de leur impact visuel, ces marques traduisent une dégradation du rendement énergétique. L’électricité générée peut localement chauffer les fissures, accélérant la détérioration des matériaux internes comme l’EVA (acétate de vinyle-éthylène). Ce processus de vieillissement prématuré peut débuter quelques mois après l’installation ou se manifester plusieurs années plus tard, affectant des panneaux issus de nombreux fabricants à travers le monde.

Pour se prémunir contre ce phénomène, les experts recommandent de privilégier des panneaux utilisant des matériaux d’encapsulation de qualité, résistants à l’humidité, et de manipuler les panneaux avec soin afin d’éviter toute fissure durant l’installation. N’hésitez pas à faire jouer la garantie si vous constatez la présence de ces trainées sur vos panneaux.

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Presque deux ans après le début du chantier, le parc éolien offshore situé au large de Noirmoutier et de l’île d’Yeu s’apprête à recevoir ses premières éoliennes. Si tout se passe comme prévu, sa mise en service devrait être effective avant la fin de l’année 2025.

En voyant le « Vole au vent » aussi chargé, difficile d’imaginer qu’il va parcourir plus de 50 km en mer pour permettre l’installation des premières turbines du parc « Éoliennes en Mer Îles d’Yeu et de Noirmoutier ». Le navire à, en effet, quitté la plateforme logistique de 14,5 hectares située à Saint-Nazaire, avec à son bord 4 mâts, 4 turbines et 12 pâles. Une fois sur site, les éoliennes devraient directement être installées par le navire auto-élévateur.

Au total, celui-ci devrait réaliser 15 allers-retours similaires pour installer les 61 éoliennes de 8 MW. Ocean Winds, actionnaire majoritaire de la société EMYN dédiée au parc Yeu-Noirmoutier, revendique 90 à 95 % de contenu européen sur ce projet. Les turbines et les pales ont été assemblées au Havre par Siemens Gamesa, tandis que les mâts ont été fabriqués par Haizea Breizh, à Bilbao. Certains composants sont même fabriqués à la Bruffière, en Vendée.

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Une mise en service prévue pour novembre 2025

Ocean Winds espère une mise en service des 496 MW du parc dès le mois de novembre 2025. Mais pour atteindre cet objectif, il va falloir maintenir une cadence de travail élevée, car il reste beaucoup à faire. Depuis l’installation de la sous-station, en juin 2024, la réalisation des fondations, de type monopieu, bat son plein. À ce jour, 41 d’entre elles sont terminées.

Le raccordement électrique avance aussi : 24 des 61 câbles inter-éoliens du projet ont déjà été posés. De son côté, RTE vient d’annoncer avoir mis à disposition de la société EMYN la première des deux liaisons de raccordement électrique. La mise à disposition définitive devrait avoir lieu d’ici quelques semaines. Pour rappel, le parc sera raccordé au réseau électrique national par le biais d’une double liaison à très haute tension à 225 000 volts, d’une longueur totale de 56 km, dont 27 km de liaison sous-marine. Le parc devrait produire l’équivalent de la consommation de 800 000 habitants par an.

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Estimée à 25 milliards d’euros en 2016, la facture du projet Cigéo pourrait finalement être comprise entre 26 et 37 milliards d’euros. Cette nouvelle estimation doit désormais être arbitrée par le gouvernement avant la fin de l’année 2025.

Le projet Cigéo, qui consiste à stocker les déchets nucléaires les plus dangereux à 500 m de profondeur, continue de se concrétiser, doucement, mais sûrement. Alors que l’Agence de sûreté nucléaire et de radioprotection (ASNR) a jugé satisfaisante la sûreté du futur site de stockage profond des déchets nucléaires, l’Agence nationale pour la gestion des déchets radioactifs (Andra) vient de rendre sa copie mise à jour, concernant le chiffrage du projet. C’était à prévoir : la facture sera plus salée que prévu. En préambule de ce nouveau chiffrage, l’Andra a rappelé la difficulté d’un tel exercice. Il s’agit, en effet, d’évaluer le coût de construction, d’exploitation et de démantèlement du projet sur une période de plus de 150 ans !

L’estimation de ces coûts, reposant sur une période allant de janvier 2016 à l’horizon 2170, est comprise entre 26,1 et 37,5 milliards d’euros. L’écart compris entre l’estimation haute et l’estimation basse est notamment lié à des incertitudes sur le niveau de la fiscalité pour toute la durée du projet. L’Andra annonce ainsi un écart de 7,4 milliards d’euros sur ce point, entre l’hypothèse haute et l’hypothèse basse. En parallèle, l’Andra a prévu une enveloppe de provisions située entre 0,5 et 1,9 milliard d’euros pour couvrir les risques et aléas associés à la réalisation de la construction initiale. Celle-ci a ainsi été estimée entre 7,9 et 9,6 milliards d’euros.

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1 à 2 % du coût total de la production électrique d’origine nucléaire

Si la responsabilité des installations de stockage des déchets radioactifs est portée par l’Andra, leur financement est à la charge des producteurs de déchets radioactifs, à savoir EDF, le CEA et Orano. De ce fait, les trois établissements prévoient des enveloppes financières. Dès le début du projet, engagé en 2006, il a été décidé que le financement du site et de son exploitation devait être assuré dès aujourd’hui pour ne pas reporter cette charge sur les générations futures. Si l’enveloppe est colossale, elle ne représente que 1 % à 2 % du coût total de la production électrique d’origine nucléaire associée.

D’abord espérée entre 2035 et 2040, la première livraison de déchets radioactifs devrait finalement avoir lieu à l’horizon 2050. Sa phase d’exploitation devrait donc durer un siècle. Une fois les 80 000 mètres cubes de déchets radioactifs stockés, le site sera démantelé, puis fermé. Si le volume paraît colossal, la moitié de ces 80 000 mètres cubes ont déjà été produits, et les capacités de stockage de Cigéo ne prennent pas en compte les besoins liés aux futurs EPR 2.

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Après avoir célébré ses trente ans l’année dernière, la centrale nucléaire de Daya Bay en Chine vient de fêter ses 1 000 térawattheures (TWh) de production. Autre fait intéressant : cette installation, qui est la plus vieille du pays, porte une part d’ADN français.

Située à Shenzhen, dans la province du Guangdong, la centrale nucléaire de Daya Bay a ainsi atteint le seuil du pétawattheure (PWh), soit 1 000 térawattheures (TWh) après 31 ans d’exploitation. Bien sûr, ce chiffre n’est quasiment rien face à l’immense besoin électrique de la Chine, qui consomme presque 10 000 TWh d’électricité en seulement un an. Mais ce cap est symbolique pour cette centrale qui exploite les tout premiers réacteurs nucléaires installés dans le pays. En France, par exemple, seules les centrales de Gravelines, du Tricastin et du Blayais dépassent le pétawattheure à ce jour.

L’annonce a été faite par le géant China General Nuclear Power Group (CGN). Ces 1 000 TWh, explique le groupe, correspondraient à 300 millions de tonnes de charbon économisées. Avec une puissance installée de 6 GW, la centrale aura également permis d’éviter l’émission de plus de 800 millions de tonnes de CO₂.

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Des technologies françaises importées en Chine

La centrale nucléaire de Daya Bay figure parmi les plus grands regroupements de réacteurs à eau pressurisée (REP) en Chine, voire dans le monde. Il dénombre six unités, dont les deux premières sont issues directement d’une collaboration franco-chinoise. En effet, lorsqu’elle se lançait dans le nucléaire dans les années 80, la Chine évaluait les programmes nucléaires mondiaux, et avait conclu que celui de la France était le plus réussi alors que celle-ci était en train de construire une trentaine de réacteurs. Pékin s’est ainsi tourné vers EDF, qui a su y apporter la technologie et le savoir-faire français.

Deux premiers réacteurs de 985 MW unitaires ont été ainsi construits à Daya Bay et mis en service en 1994. Leur production était en grande partie destinée à approvisionner Hong Kong qui se situe à environ 50 km du site. Entre 2002 et 2003, deux réacteurs supplémentaires de 985 MW ont été mis en service. Ceux-ci appartiennent à la centrale de Ling Ao I, une extension de Daya Bay. Neuf ans plus tard, la deuxième phase de Ling Ao, composée de deux nouveaux REP de 1080 MW chacun, a été branchée au réseau.

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Compte tenu de leur âge, ces réacteurs devraient poursuivre leur activité encore plusieurs années. D’autant que des centaines de mises à niveau auraient été apportées afin d’améliorer leur fiabilité et leur sécurité. Selon CGN, la centrale a même commencé à intégrer l’intelligence artificielle pour optimiser ses opérations nucléaires.

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Pour prévoir la production solaire photovoltaïque d’une région au fil des mois, il faut savoir prévoir sa météo. Mais pas seulement, préviennent aujourd’hui des chercheurs. Car les poussières qui nous arrivent du Sahara pourraient jouer un rôle non négligeable en la matière.

Le solaire photovoltaïque est parmi les énergies qui se développent actuellement le plus rapidement dans le monde. Entre 2018 et 2023, la capacité de production mondiale a tout simplement triplé. Et l’Agence internationale de l’énergie (AIE) prévoit que le solaire deviendra la première source d’énergie renouvelable avant 2030. L’Europe suit le mouvement. En 2023, notre vieux continent a installé quelque 45 % de plus de capacité de production photovoltaïque qu’en 2022. Le tout pour lutter contre le réchauffement climatique, bien sûr, mais aussi pour atteindre des objectifs fixés de sécurité énergétique.

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D’innombrables grains de sable dans les rouages

Mais la contribution de l’énergie solaire à ces objectifs pourrait bien devoir être revue à la baisse. En cause, un phénomène inattendu et qui semble vouloir se produire toujours plus souvent et de manière plus intense. Une équipe internationale vient en effet de calculer l’effet que les poussières venues du Sahara pourraient avoir sur la production photovoltaïque en Europe. Et selon eux, cet effet serait non négligeable. Les dizaines de millions de tonnes de sable saharien qui atteignent notre ciel chaque année non seulement limitent la production d’électricité solaire, mais la rendent aussi moins prévisible. Parce que ces particules ont la fâcheuse tendance à diffuser et absorber la lumière solaire, à réduire l’irradiance à la surface et même à favoriser la formation de nuages.

« Il existe un besoin croissant de méthodes de prévision dynamiques prenant en compte à la fois les facteurs météorologiques et minéralogiques », explique György Varga, chercheur du Research Centre for Astronomy and Earth Sciences (Hongrie) impliqué dans les travaux. « Sans elles, le risque de sous-performance et d’instabilité du réseau ne fera qu’augmenter à mesure que le solaire prendra une place croissante dans notre mix énergétique. »

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Des effets atmosphériques et physiques

D’autant que ces effets atmosphériques ne sont pas les seuls induits par l’arrivée en Europe de poussières du Sahara. Du sable qui se dépose sur les panneaux solaires, c’est forcément une production amoindrie. Et à plus long terme, une érosion susceptible d’endommager le système. Avec à la clé, une baisse de l’efficacité des panneaux et une hausse des coûts de maintenance.

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