Si elle est encore méconnue du grand public, la station de transfert d’énergie par pompage-turbinage (STEP) reste l’une des technologies de stockage les plus matures et les plus efficaces du marché. Elle est bien plus aboutie que les célèbres batteries électrochimiques. En Inde, l’entreprise Tehri Hydro Development Corporation vient d’inaugurer une nouvelle STEP dans le nord du pays, à Tehri, dans l’État de l’Uttarakhand. La grande particularité de l’installation : elle fonctionne à vitesse variable, une première pour le pays.

La centrale utilise deux réservoirs créés par les barrages de Tehri (en amont) et de Koteshwar (en aval). Entre les deux bassins : quatre turbines réversibles à vitesse variable de 250 MW unitaires. Lorsque l’électricité est abondante, le système pompe l’eau du réservoir inférieur vers le bassin supérieur. Et période de forte demande, l’eau est relâchée pour générer de l’électricité en passant à travers les turbines. Ce projet, dont le coût était estimé à plus de 470 millions d’euros en 2019, vise à renforcer la fiabilité du réseau électrique indien. Il soutiendra surtout l’intégration des sources renouvelables dans le mix énergétique du pays.

Une STEP à vitesse variable, à quoi ça sert ?

« La technologie à vitesse variable nous permet de gérer le flux d’électricité avec précision, rendant notre écosystème énergétique plus intelligent et plus flexible », a déclaré Manohar Lal, ministre de l’Énergie, du Logement et des Affaires urbaines, lors de l’inauguration. En effet, une telle technologie permet d’ajuster en temps réel la vitesse de rotation des machines, en fonction des besoins du réseau. Résultat : une plus grande flexibilité, un aspect particulièrement nécessaire pour mieux absorber les fluctuations liées à l’intégration des énergies intermittentes.

À terme, l’installation devrait atteindre une puissance totale de 1 000 MW, mais pour l’heure, seule une première unité de 250 MW a été mise en service. Les trois autres turbines devraient entrer en opération avant la fin de l’année, selon le calendrier de l’entreprise.

Une extension prévue

Cette nouvelle STEP fait en réalité partie d’un projet plus vaste, notamment le complexe hydroélectrique de Tehri, exploité par la même entreprise. Une fois le système de stockage entièrement opérationnel, la puissance totale du complexe atteindra 2 400 MW. En effet, le site est composé de trois grandes installations :

• la centrale hydroélectrique de Tehri (1 000 MW), mise en service en 2006,
• la centrale de Koteshwar (400 MW), opérationnelle depuis 2012,
• et le système de pompage-turbinage, en cours de déploiement.

Vous l’aurez compris, les deux réservoirs qui alimentent la STEP — Tehri en amont et Koteshwar en aval — sont eux-mêmes des centrales hydroélectriques. Et ce n’est pas tout, le réservoir de Tehri fournit aussi de l’eau potable à environ 7 millions de personnes et permet l’irrigation de près de 900 000 hectares de terres agricoles.

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La Commission de régulation de l’énergie (CRE) vient de publier les nouveaux tarifs d’achat pour le solaire en toiture. Sans surprise, ils sont à la baisse.

Parmi les projets solaires, il y a les centrales photovoltaïques au sol. Des installations immenses et de plus en plus puissantes. Il y a aussi ceux que l’on peut appeler les projets domestiques. Des installations de petite taille. Celles que l’on retrouve sur les toits de nos maisons. Et puis, il y a les installations de tailles intermédiaires. Celles qui recouvrent nos parkings ou qui sont posées sur des bâtiments industriels ou sur des hangars agricoles. Ce sont principalement ces dernières qui sont aujourd’hui une fois de plus visées par un recul des soutiens de l’État. La Commission de régulation de l’énergie (CRE) vient en effet d’annoncer qu’en ce 1ᵉʳ juillet 2025 — et jusqu’au 30 septembre —, le tarif d’achat garanti passe de 95 à 88,60 euros le mégawattheure (MWh) pour les installations photovoltaïques entre 100 et 500 kilowatts-crête (kWc).

La rentabilité du solaire en toiture en danger ?

Cette baisse de 6,8 % intervient après une autre appliquée depuis fin mars — début 2025, le tarif d’achat était encore de 102,3 €/MWh — et fait chuter les tarifs de 19,5 % sur ces six derniers mois. Une baisse liée au système de dégressivité automatique des aides selon le volume de projets raccordés instauré par l’État. Un système qui avait été renforcé il y a quelques semaines. Au cours de ce printemps 2025, en effet, les demandes de raccordement complètes ont explosé. Pour les installations de panneaux solaires de moins de 500 kWc, un arrêté de mars 2025 définissait un objectif de 512,5 MWc et la puissance cumulée déposée a atteint 1 154,0 MWc.

Alors que la France n’a toujours pas finalisé sa prochaine programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE), cette nouvelle fragilisation de la rentabilité des projets photovoltaïques de tailles moyennes inquiète. Les porteurs de projets ont déjà commencé à réduire la voilure. Selon les chiffres du Syndicat des énergies renouvelables, depuis mars dernier, les demandes ont réduit d’un tiers. Et la situation pourrait encore se tendre avec la fin du guichet ouvert actuel. À partir de cet automne, les projets devront en effet passer par des appels d’offres simplifiés. Ils seront exposés à une concurrence qui pourrait encore faire baisser les tarifs.

Le solaire photovoltaïque reste toutefois le secteur des énergies renouvelables le plus soutenu en France métropolitaine. Le montant des aides publiques devrait atteindre 2,9 milliards d’euros en 2025. Il avait été de 2,1 milliards d’euros en 2024.

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Pour climatiser et chauffer sobrement trois de ses bâtiments, le campus de La Garde de l’université de Toulon (Var) a opté pour une pompe à chaleur géothermique. L’installation a passé son premier hiver avec un bilan au-delà des espérances : il a permis de couvert la totalité des besoins en chauffage, évitant ainsi l’utilisation de la chaudière à gaz d’origine.

Sur le parking du campus universitaire de La Garde, les automobilistes ne se doutent pas de ce qui se trouve sous leurs véhicules. Une multitude de patchs de goudron cache un ensemble de 25 sondes géothermiques, enfoncées profondément sous terre. « Initialement, elles étaient prévues pour aller jusqu’à 200 m » explique Bernard Gerome, responsable projets pour Dalkia, qui a conçu le système. « Nous avons trouvé une nappe [phréatique] à 156 m, et pour éviter de perforer la nappe, nous avons décidé d’installer les sondes à une profondeur de 150 m » précise l’ingénieur.

Ces canalisations sont reliées à deux pompes à chaleur (dont l’une est en secours), qui puisent la chaleur du sol en hiver et l’injectent en été. L’installation permet de chauffer ou climatiser trois des nombreux bâtiments de l’université de Toulon. Si la chaudière à gaz d’origine a été conservée en cas de vague de froid extrême, elle serait restée éteinte durant l’hiver 2024/2025, la pompe à chaleur géothermique ayant pu assurer la totalité des besoins de chauffage. Coût du projet : 1,1 million d’euros dont la moitié a été couverte par des subventions de l’ADEME et de la région PACA.

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Malgré un climat houleux pour les énergies renouvelables en France, des startups ne cessent d’innover afin de produire de l’électricité de la manière la plus efficace possible. C’est le cas de cette startup cherbourgeoise qui veut lancer une éolienne à double turbine. 

La France espère avoir son mot à dire dans le futur de l’éolien offshore mondial. Pour y parvenir, elle compte notamment sur la startup Sereo, qui travaille au développement d’une éolienne qui se veut révolutionnaire. Cette dernière ne serait pas équipée d’une, mais de deux turbines pour faire baisser l’impact environnemental de la structure, tout en limitant les frais d’entretien associés.

Cette éolienne a également la particularité de pouvoir s’aligner naturellement avec le vent, se passant ainsi de mécanismes complexes permettant d’une modification de l’orientation en fonction des conditions de vent. D’autre part, cette éolienne à la silhouette singulière a recours à un flotteur spécifique, qui permet à l’éolienne de n’avoir aucun ancrage sur le fond marin. La géométrie de ce flotteur permettra également une mise à l’eau et un transport à l’horizontal, avant que l’éolienne ne soit relevée en position verticale sur son emplacement définitif. Pour cela, il suffira de lester le flotteur. Le potentiel de cette éolienne est tel que la startup a été sélectionnée parmi les 100 plus innovantes du monde par la Silicon Valley.

Passer à l’étape suivante

Emma Milady et Olivier Laffite, deux ingénieurs de Cherbourg à l’origine de la startup Sereo, souhaitent désormais passer à la vitesse supérieure et recherchent des fonds pour financer la construction d’un premier prototype. Au total, 20 millions seraient requis pour permettre la mise en place d’une première éolienne pilote. Si tout va bien, celle-ci pourrait prendre l’eau d’ici 2 à 3 ans.

Il faut dire que le temps presse, car en matière d’éoliennes offshore, la concurrence fait rage. D’ailleurs, il y a quelques mois, la Chine a déjà mis en service un prototype d’éolienne bi-rotor. Cette éolienne, appelée Ocean X, développe un total de 16,6 MW grâce à ses 2 turbines, et ses pales de 182 mètres de diamètre. Cette dernière aurait une excellente résistance au vent, notamment grâce à la forme de son flotteur.

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La plus grande usine européenne d’e-fuels entre officiellement en opération en Allemagne. Destinée à produire des carburants d’aviation durables, des carburants marins, de l’e-diesel ainsi que des composés chimiques pour la fabrication de plastiques, cette nouvelle installation prévoit de générer des milliers de tonnes d’e-carburants chaque année.

L’aviation, le transport maritime et certains véhicules poids lourds partagent une problématique commune : leur difficulté à être électrifiés. Pour ces secteurs, la décarbonation passe par l’usage de nouveaux types de carburants connus sous le nom de carburants synthétiques ou e-fuels. Plusieurs pays explorent activement cette technologie face à l’urgence climatique. En Europe, l’Allemagne vient justement de lancer à Francfort-sur-le-Main une grande usine de production d’e-fuels à partir d’hydrogène.

Baptisée « Era One » et pilotée par l’entreprise allemande Ineratec, l’usine a livré ses premiers litres dès le mois de mai et est officiellement entrée en exploitation commerciale début juin. Cette installation est considérée comme la plus grande de son genre en Europe, et devrait atteindre une production annuelle de 2 500 tonnes d’e-carburants. Une goutte d’eau, qui correspond à 17 allers-retours entre Paris et La Réunion en Airbus A350-1000.

De l’hydrogène vert combiné à du CO2

Pour produire ses e-carburants, l’usine utilise de l’hydrogène vert, un sous-produit issu d’une entreprise spécialisée dans la production de chlore, ainsi que du CO2 provenant d’une usine de recyclage de déchets. Ces matières premières proviennent directement du parc industriel de Francfort-sur-le-Main. Via un procédé de synthèse chimique, l’hydrogène est combiné au CO2 afin de créer des hydrocarbures, notamment du pétrole brut synthétique. Ce dernier est ensuite raffiné en carburant d’aviation durable (SAF), carburant marin ou e-diesel. Le pétrole synthétique peut également servir de matière première chimique pour d’autres applications industrielles, telles que la fabrication de plastiques.

Utilisables tels quels dans les moteurs actuels

« Avec Era One, nous proposons une véritable solution à l’un des plus grands problèmes de notre époque : les émissions dans les secteurs difficiles à électrifier, comme l’aviation et le transport maritime », souligne Tim Böltken, cofondateur et PDG d’Ineratec. De plus, ces carburants sont qualifiés de « drop-in ready ». Autrement dit, ils possèdent certaines propriétés techniques similaires à celles des carburants fossiles classiques, leur permettant d’être directement utilisés par les moteurs existants.

Le projet Era One a bénéficié d’un soutien financier totalisant 70 millions d’euros, sous forme de capital-risque et de subventions. Et s’il est actuellement la plus grande usine d’e-fuels d’Europe, c’est le projet Roadrunner au Texas qui détiendra bientôt le record mondial avec une capacité de production annuelle prévue de 23 000 tonnes. Ce dernier sera mis en service d’ici 2027.

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Une centrale photovoltaïque vient d’être dépouillée de ses alimentations électriques par des voleurs en quête de cuivre. Une situation qui ne cesse de se répéter avec la hausse du prix du cuivre.

La centrale photovoltaïque du Plan, située à Salles-sur-Bois (Drôme), ne peut plus tourner à plein régime malgré la météo clémente. Et pour cause, il y a quelques jours, des voleurs ont réussi à pénétrer sur le site de cette installation solaire de 8 MWc afin de dérober près de 40 km de câble. Si cela n’empêche pas la centrale de fonctionner, l’incident aurait tout de même altéré la production des quelque 18 000 panneaux photovoltaïques du site.

Pour l’heure, les malfaiteurs n’ont pas été retrouvés, mais une enquête a été ouverte. Engie Green, chargée du projet, a décidé de porter plainte.

Un phénomène de plus en plus fréquent

Cet évènement est loin d’être un cas isolé. Les vols de câble ne font qu’augmenter depuis plusieurs années. Cela s’explique notamment par la hausse du prix du cuivre, de plus en plus utilisé avec la transition énergétique. En 10 ans, son prix a presque doublé !

Habituellement, on entend ce type de récits au sujet des câbles de réseaux téléphoniques, ou de candélabres d’éclairages publics. Toujours plus organisés, les voleurs n’hésitent pas à se faire passer pour des professionnels en utilisant du matériel dédié tel que des panneaux de chantier et autres gyrophares. Cela leur permet de réaliser leurs vols en plein jour, aux yeux de tous. Orange a d’ailleurs estimé à 1 400 le nombre de vols de câbles de cuivre sur son réseau en 2024.

Mais les installations photovoltaïques deviennent le nouvel eldorado des malfaiteurs qui y trouvent des quantités colossales de câbles en cuivre, nécessaires à l’alimentation des panneaux solaires. Déjà, en 2022, un groupe avait dérobé pas moins de 17 km de câble d’un parc photovoltaïque situé en Gironde. En 2021, ce sont même 45 km qui avaient été volés sur le chantier de la centrale de Sarreguemines, avant même que celle-ci ne soit mise en service. Dans ces conditions, les gestionnaires de parcs sont de plus en plus contraints de sécuriser leurs parcs pour limiter ces situations.

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Mardi 24 juin, l’Assemblée nationale a rejeté à une large majorité (377 voix contre, 142 pour) la proposition de loi dite « Gremillet », censée fixer les objectifs énergétiques pour dix ans. Le texte, déposé par le sénateur LR Daniel Gremillet et initialement soutenu par le gouvernement, a été vidé de sa cohérence au fil des débats parlementaires, avant d’être désavoué.

Sous l’influence du Rassemblement national et d’une frange des Républicains, plusieurs amendements controversés ont été adoptés : un moratoire sur les nouveaux projets éoliens et photovoltaïques, la relance de la centrale de Fessenheim ou encore la suppression des objectifs de biocarburants. Ces victoires de l’extrême droite ont fait dérailler le texte et ont conduit le reste de l’assemblée à le rejeter.

La séance a été révélatrice d’un gouvernement accusé d’absence de cap, un centre peu mobilisé, une droite fracturée sur les renouvelables et une extrême droite aux propositions farfelues.

L’issue du texte est incertaine

Et la confusion persiste. Auditionné le soir même en commission des affaires économiques, Marc Ferracci a affirmé que le décret PPE 3, fixant les objectifs énergétiques chiffrés, aurait « vocation à être amendé au regard des débats de la représentation nationale » et à « respecter les orientations » du Parlement. Il a ajouté que le décret serait « pris, [puis] ajusté », avant de déclarer qu’il ne serait adopté que « dès lors qu’il sera compatible avec les débats qui auront lieu au Parlement ». Interrogé sur un engagement clair à attendre la deuxième lecture à l’Assemblée (le texte y reviendra après la navette au Sénat), il n’a pas répondu.

Pendant ce temps, certains élus, comme Philippe Bolo (MoDem), rappellent leur exigence que le décret ne soit pris qu’après la fin de la navette. Hervé de Lépinau (RN) brandit, quant à lui, la menace d’un « casus belli » si l’exécutif publiait le texte avant. Le flou est total sur la suite. Le texte revient donc au Sénat sous la version sénatoriale et sera examiné les 8 et 9 juillet en séance publique. « Il est possible qu’on se dirige vers une session extraordinaire en septembre qui permettrait au gouvernement d’inscrire le texte en deuxième lecture à l’Assemblée, avant une commission mixte paritaire », explique aux Échos le sénateur LR Daniel Grémillet, à l’origine de la proposition de loi.

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Dans un récent article, Le Figaro s’interroge sur la question : « Les éoliennes et les panneaux solaires nuisent-ils aux centrales nucléaires ? ». Montée en puissance des énergies renouvelables intermittente, bousculement du parc nucléaire contraint de moduler davantage sa production, est-ce vraiment préjudiciable ?

La modulation du nucléaire n’est pas une nouveauté. Elle fait partie de l’ADN du parc français, conçu dès l’origine pour s’adapter à une demande variable. « Couvrir 70 % de la consommation d’un pays avec du nucléaire implique qu’il module », rappelait récemment aux 25 ans de la Commission de régulation de l’énergie Xavier Piechaczyk, président du directoire de RTE. En clair : même sans renouvelables, le nucléaire ne peut fonctionner à pleine puissance toute l’année. Et cela s’est observé avant l’arrivée massive des énergies renouvelables, car la consommation varie entre 30 gigawatts (GW) et 100 GW suivant la saison et le moment dans la journée, principalement température-dépendante.

Depuis trois ans, l’essor du solaire et de l’éolien modifie effectivement le fonctionnement des centrales. EDF doit parfois baisser la puissance de ses réacteurs lors de pics de production renouvelable. Mais ce choix est aussi économique : pourquoi produire à perte lorsque les prix de l’électricité deviennent négatifs ? Produire lorsque les prix de l’électricité sont élevés est aussi intéressant pour EDF.

La modulation des réacteurs nucléaires, ce n’est pas nouveau

Le vrai problème réside moins dans la concurrence entre filières que dans l’inadéquation entre production et consommation. Les usages électrifiés (chauffage, mobilité, industrie) progressent trop lentement. La demande reste atone et l’optimisation du système passe désormais par l’ajustement des usages aux heures de production, grâce aux objets connectés et à la tarification dynamique (évolution des heures pleine et creuse). Un ballon d’eau chaude qui chauffe à midi plutôt qu’à 3 h du matin, c’est autant de marge de manœuvre gagnée pour utiliser l’excédent renouvelable, et ainsi limiter la modulation du nucléaire.

Enfin, pointer du doigt les renouvelables, c’est oublier que ces derniers doivent, eux aussi, s’adapter : les parcs éoliens offshore seront désormais tenus de réduire leur injection lors de prix négatifs, leur prime est versée lorsqu’ils s’arrêtent effectivement de produire.

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L’eau, les briques réfractaires, la céramique, les roches volcaniques ou encore le sable partagent un point commun : leur capacité à stocker la chaleur. Au fil des années, différentes technologies de stockage exploitant chacun de ces matériaux ont vu le jour. Parmi ces initiatives, il y a celle de l’entreprise finlandaise Polar Night Energy, un projet grande échelle utilisant du sable.

En 2022, Polar Night Energy avait inauguré sa toute première batterie de sable commerciale d’une puissance de 100 kW et d’une capacité de 8 MWh dans la ville de Kankaanpää, en Finlande. Nous vous en avions d’ailleurs parlé. Cette fois-ci, dans la municipalité de Pornainen, dans le sud du pays, une version beaucoup plus grande et plus puissante de cette technologie vient d’entrer en opération. La nouvelle installation appartient à Loviisan Lämpö, une société locale spécialisée dans la production et la distribution de chaleur.

La plus grande batterie de sable au monde

Si vous vous demandez à quoi ressemble cette fameuse batterie de sable, il s’agit tout simplement d’une imposante cuve mesurant 13 mètres de haut et 15 mètres de large. À l’intérieur, 2 000 tonnes de sable sont stockées, non pas le type utilisé dans la construction, mais plutôt de la stéatite concassée, un sous-produit provenant d’un grand fabricant de poêles à accumulation de chaleur.

La centrale affiche une puissance de 1 MW pour 100 MWh et devrait alimenter le réseau de chauffage. Grâce à cette capacité, le système peut fournir de la chaleur pendant une semaine entière en hiver, et jusqu’à un mois complet en période estivale. Selon Polar Night Energy, ce dispositif permettra à son client, Loviisan Lämpö, d’abandonner complètement l’utilisation du pétrole. Le projet devrait ainsi réduire les émissions du réseau de chaleur d’environ 160 tonnes de CO₂e par an.

De la chaleur issue du réseau électrique

La chaleur produite provient directement du réseau électrique, qui est à près de 70 % décarboné (43 % d’énergies renouvelables et  26 % de nucléaire). L’électricité est achetée au moment où elle est la moins chère avant d’être transformée en chaleur. La conversion en énergie thermique se fait au moyen d’un système de chauffage par résistance. Ce procédé consiste à générer de la chaleur en faisant passer du courant à travers un matériau conducteur en créant un effet Joule. La chaleur ainsi produite est ensuite diffusée à l’intérieur du silo.

Lors de la phase de « déstockage », la chaleur est tout simplement récupérée grâce à un échangeur thermique, avec une température de sortie autour de 400 °C. La gestion des cycles charge/décharge est assurée par une intelligence artificielle développée par l’entreprise Elisa. « Notre solution, pilotée par l’IA, identifie automatiquement les moments les plus rentables pour charger ou décharger la batterie de sable », a expliqué le vice-président de la société dans un communiqué.

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Un accord-cadre validé le 19 juin par le conseil d’administration d’EDF valide la construction de six réacteurs de type EPR2, annoncée par Emmanuel Macron en 2022, et dont le coût est estimé à environ 70 milliards d’euros.

L’accord sur le financement du nouveau nucléaire conclu entre l’État et EDF repose sur un montage en deux volets. D’abord, un prêt bonifié de l’État couvrira un peu plus de 55 % du coût de construction. Ce prêt, à taux zéro durant toute la phase de chantier, est une aide d’État indirecte pour limiter le coût du capital supporté par EDF pendant les années sans revenus.

Ensuite, l’exploitation des réacteurs sera sécurisée par un contrat pour différence (CfD), qui garantira un prix de vente de l’électricité autour de 100 euros le mégawattheure (€/MWh). Si les prix de marché sont inférieurs, l’État compensera la différence et, si les prix de marché sont au-dessus, EDF devra reverser l’excédent. Ce mécanisme, déjà utilisé pour les renouvelables ou le projet Hinkley Point C au Royaume-Uni, diminue l’exposition d’EDF à la volatilité des prix sur le marché.

EDF vise une rentabilité comprise entre 6 et 8 %. Pour parvenir à cet objectif, l’entreprise devra respecter l’enveloppe cible dépendante de deux variables clés : le calendrier des travaux et la stabilisation du design détaillé de l’EPR2. Le devis consolidé du programme, reporté à fin 2025, devra traduire ces ambitions en coûts fermes.

Un volet lié aux incertitudes dans la construction

Autre avancée de l’accord : la clarification du partage des risques. Il définit qui, de l’État ou d’EDF, assumera les éventuels surcoûts liés à des aléas techniques, des évolutions réglementaires ou un changement de politique énergétique. Cette clause vise à éviter la répétition du scénario Flamanville dont l’allongement des délais de construction ont coûté très cher.

Prochaine étape, la notification du dispositif à la Commission européenne pour validation au titre du régime des aides d’État. Sur le terrain, les préparatifs avancent à Penly et Gravelines (devenu Grand chantier le 20 juin), tandis que la restitution du débat public du Bugey est prévue le 15 juillet.

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Le projet emblématique de mégalopole futuriste saoudienne, NEOM, revoit ses ambitions. Jugé démesuré et miné par les surcoûts, il entraîne dans sa chute le retrait d’EDF, qui devait y construire une centrale hydroélectrique dans des conditions extrêmes. Un projet techniquement fascinant, mais politiquement et éthiquement controversé, qui s’arrête net après plusieurs années de développement.

Le projet NEOM, qui devait être une vitrine du royaume saoudien, réduit drastiquement sa voilure. La « ville-ligne » dystopique The Line, censée s’étendre sur 170 km et culminer à 500 mètres de hauteur, ne devrait finalement faire que 2,4 km de long, selon Bloomberg. Le rêve du prince Mohammed Ben Salmane s’effrite, et avec lui, des pans entiers du projet initial tombent à l’eau — au sens propre pour EDF.

Depuis plusieurs années, 30 à 40 ingénieurs d’EDF Hydro planchaient sur la conception d’une centrale hydroélectrique unique au monde. Le défi était colossal : puiser de l’eau dans la mer Rouge, la dessaler, la pomper sur des kilomètres de dénivelé, pour ensuite produire de l’électricité d’origine hydraulique… dans un pays sans fleuve ni grande rivière.

Un soulagement malgré la perte du projet

Le projet, révélé par Radio France en 2023, vient d’être officiellement abandonné. Un courrier des responsables de NEOM reçu en mars à la direction internationale d’EDF évoque un changement stratégique : l’approvisionnement énergétique de la ville se contentera d’un mix photovoltaïque, éolien et batteries. Plus besoin de centrale hydroélectrique. L’énergéticien français est donc écarté de ce projet qui avait fait polémique dans l’hexagone.

Au centre d’ingénierie d’EDF Hydro, à La Motte-Servolex, les réactions sont contrastées. Si certains ingénieurs déplorent une rupture brutale après plusieurs années de travail, le soulagement prédomine. « C’est une bonne nouvelle, les salariés ne seront plus en porte-à-faux avec ce projet », confie Florian Chollet, délégué CGT, à Radio France. L’initiative, perçue comme un non-sens écologique – une ville du désert avec golf et station de ski – alimentait un profond malaise.  La direction d’EDF n’a pas commenté l’arrêt du contrat.

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Tout aussi capital que la construction des nouveaux réacteurs nucléaires, le projet de restructuration de La Hague commence à se dessiner.

Le projet « Aval du futur », porté par Orano pour assurer la gestion des combustibles nucléaires du futur, se dévoile petit à petit, mais la tâche s’annonce colossale, notamment pour Nicolas Ferrand, directeur du projet. Pourtant, ce dernier a l’habitude des grands projets. En qualité de directeur général de la Solideo, il a eu un rôle clé dans le bon déroulement des Jeux Olympiques de Paris 2024. Désormais, il va devoir guider Orano pour l’un des plus grands chantiers français des prochaines décennies. À l’occasion d’un point d’étape, il a notamment mis en avant l’aspect logistique du projet.

Pour rappel, celui-ci devrait permettre la construction et la mise en service de deux usines et trois piscines de stockage de combustibles nucléaires dans les prochaines décennies sur le site historique de La Hague. Ces nouvelles infrastructures devraient être construites à la place de 46 bâtiments non nucléaires du site de La Hague, aujourd’hui inutilisés.

Du fait de son envergure, le projet devrait nécessiter près de 10 000 ouvriers lors du pic d’activité, entre 2037 et 2047. Or la pointe du Cotentin est déjà particulièrement encombrée, notamment du fait des 5 000 salariés qui se relaient sur le site de la Hague chaque jour. Face à ce défi logistique, Orano envisagerait d’éclater ce chantier à travers tout le département de la Manche et même du Calvados pour ne procéder qu’à l’assemblage des éléments sur le site de la Hague.

Un projet titanesque, dans l’ombre des EPR2

Relativement peu évoqué, en comparaison à la construction des trois paires d’EPR2 qui devraient entrer en construction dans les prochaines années, le projet Aval du futur n’en reste pas moins très important. Celui-ci devrait, en effet, permettre la gestion des combustibles usés du parc nucléaire français pour les prochaines décennies. Ce projet se compose de plusieurs objectifs principaux :

• Prolonger la durée de vie de l’usine de retraitement de la Hague, et de l’usine de Melox  au delà de 2040,
• Créer une nouvelle usine de traitement des combustibles à La Hague d’ici 2045,
• Permettre la fabrication de combustibles MOX,
• Construire trois nouvelles piscines d’entreposage de combustible usé.

Prévu sur le temps long, l’usine de retraitement devrait avoir une durée de vie de 80 ans, et fonctionner au-delà 2120. Si le projet est définitivement validé d’ici 2028 ou 2029, les travaux devraient démarrer en 2031 par la création des trois piscines d’entreposage. L’atelier de MOX devrait être opérationnel à compter de 2040, tandis que le premier module de l’usine de traitement est attendu entre 2045 et 2050. En termes de budget, les premières estimations évoquent une enveloppe de l’ordre de 40 à 50 milliards d’euros.

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La Banque européenne d’investissement vient d’approuver un financement de 1,6 milliard d’euros pour la future ligne électrique sous-marine entre la France et l’Espagne, via le golfe de Gascogne. L’objectif est de doubler les capacités d’échange.

D’une longueur de 400 km, dont 300 km sous la mer, cette future ligne à courant continu reliera les deux réseaux à courant alternatif de Cubnezais (Gironde) à Gatika (Pays basque espagnol). Ce sera la première interconnexion en grande partie sous-marine entre les deux pays. Porté par la coentreprise Inelfe, réunissant les gestionnaires de réseaux RTE (France) et Red Eléctrica (Espagne), le projet vise à doubler la capacité d’échange électrique entre la France et la péninsule ibérique, pour la porter de 2 800 mégawatts (MW) à 5 000 MW.

Elle permettra d’« assurer que la Péninsule Ibérique ne soit plus une île énergétique », a déclaré Nadia Calviño, présidente de la BEI. Le commissaire européen à l’énergie Dan Jørgensen « salue vivement le soutien financier supplémentaire octroyé par la BEI à l’appui d’un projet clé qui, à terme, améliorera la vie de nombreuses personnes de part et d’autre des Pyrénées et au-delà. »

Mise en service prévue en 2028

Le chantier est déjà engagé, pour une mise en service prévue en 2028. Il bénéficiera aussi d’une subvention européenne de 578 millions d’euros via le Mécanisme pour l’interconnexion en Europe (MIE). Au total, plusieurs milliards d’euros sont mobilisés pour ce projet d’intérêt commun (PIC) européen.

Marc Ferracci, ministre français de l’Industrie et de l’Énergie, s’est félicité de cette avancée : « C’est très important parce que cela illustre la volonté de l’Espagne et de la France d’aller plus loin pour décarboner nos économies et montre la solidarité qui existe pour relever le défi de la sécurité énergétique de l’Europe »

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Le projet de digue houlomotrice DIKWE va enfin poursuivre son développement. Après avoir été éprouvé sur les côtes bretonnes, c’est au nord de la France qu’il devrait désormais produire de l’électricité, au gré des vagues de la Manche. 

Le projet de digue houlomotrice Dikwe continue finalement son développement dans le Nord-Pas-de-Calais. Après les résultats concluants d’un premier prototype à l’échelle ¼, installé sur le site d’essais de l’IFREMER, l’initiative bretonne aurait dû se poursuivre sur la commune d’Audierne, dans le Finistère. Des études avaient été menées pour qu’un prototype à taille réelle de la digue houlomotrice intègre le port de Saint-Evette-Esquibien. Finalement, après 4 ans de travaux préparatoires, il a finalement été décidé que la digue n’intègre pas le port, sans réels détails.

Si la Bretagne restait la cible privilégiée, c’est finalement la région des Hauts-de-France qui va accueillir un prototype de la digue. Celle-ci devrait être composée de 3 caissons de 10 mètres de haut, 7 mètres de large et 8,5 mètres de profondeur, le long de la digue Carnot, sur la commune du Portel. Selon les Hauts-de-France, ce projet devrait permettre de mettre en place des expérimentations et une recherche approfondie sur les thématiques de la technologie houlomotrice et du monitoring environnemental. Pour l’heure, aucun détail n’a été communiqué concernant la puissance de l’installation.

Wave Op, une joint venture pour aller plus loin

Legendre et Geps Techno, qui sont à l’origine du projet Dikwe, ont de la suite dans les idées, et veulent exploiter tout le potentiel d’innovation des infrastructures côtières et portuaires, en partie par le biais de l’énergie houlomotrice. Aujourd’hui quasiment inexploitée, l’énergie houlomotrice pourrait constituer un apport énergétique conséquent pour les zones littorales, ainsi que pour les territoires insulaires.

Pour l’heure, Eco Wave Power fait partie des rares startups à réellement avancer sur le sujet. Après avoir mis en place une installation de 100 kW sur le port israélien de Jaffa, l’entreprise compte installer une deuxième unité sur le port de Los Angeles.

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Il s’agit d’une avancée majeure pour le développement du solaire outre-manche. L’Angleterre vient de rendre obligatoire l’installation de panneaux photovoltaïques sur tous les logements neufs. 

L’immense majorité des maisons neuves devront désormais être équipées de panneaux photovoltaïques. Le ministre britannique de l’Énergie vient, en effet, d’annoncer la nouvelle à quelques mois de la publication de la norme Future Homes, qui doit régir la construction des futurs logements. Cette obligation devrait entraîner un surcoût non négligeable lors de la construction des logements, pour une économie moyenne annuelle estimée à 530 livres sterling (620 €), selon le gouvernement britannique. Ces chiffres, donnés à titre indicatif, devraient varier en fonction de l’emplacement du logement, ou encore de la géométrie de la toiture. À l’origine, une réglementation similaire devait voir le jour, lorsqu’il était possible de recouvrir au moins 40 % de la toiture par des panneaux photovoltaïques. Finalement, le gouvernement actuel a choisi une autre stratégie, et veut maximiser le nombre de maisons équipées. Au total, près de 90 % des maisons neuves pourront être équipées.

Cette nouvelle arrive peu de temps après qu’un objectif de construction de 1,5 million de logements neufs a été évoqué d’ici 2029. Pour l’heure, ces nouvelles réglementations en matière de photovoltaïque ne concernent que l’Angleterre. L’Écosse, le Pays de Galle et l’Irlande du Nord ont leur propre réglementation.

Le photovoltaïque progresse au Royaume-Uni

Au Royaume-Uni, l’irradiation solaire annuelle globale horizontale (IGH) est globalement plus faible que la France, et se caractérise par une plus grande uniformité. Ainsi, les valeurs d’irradiation de Londres sont d’à peine plus de 1000 kWh/m²/an, tandis qu’elles sont légèrement inférieures à 900 kWh/m²/an à Édimbourg. En France, les disparités sont bien plus grandes avec des valeurs proches de 1100 kWh/m²/an à Rennes contre plus de 1600 kWh/m²/an à Marseille.

Il résulte de cette situation un facteur de charge britannique inférieur à celui de la France avec 10,1 % en 2023, contre 13 % pour la France. Malgré ce désavantage climatique, le Royaume-Uni est parvenu à produire 13,8 TWh d’électricité solaire en 2024 grâce à ses 15,7 GWc installés. Le pays se positionne ainsi au 7ᵉ rang européen en la matière. De son côté, la France se situe en 4ᵉ position à l’échelle européenne, avec 24,8 TWh produits en 2024 grâce à 25 GWc de puissance installée.

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L’Assemblée nationale a voté jeudi soir un moratoire sur toute nouvelle installation éolienne et photovoltaïque, laissant planer un risque majeur sur le développement de ces filières en France.

Déposé par le député LR Jérôme Nury, l’amendement visant un moratoire pour tout projet éolien et solaire a été adopté de justesse. Il a bénéficié de l’alliance des Républicains, du Rassemblement national et de l’Union des droites pour la République, et de l’absence remarquée de nombreux députés centristes et de gauche. Le texte suspend tout nouveau projet renouvelable « pendant toute la durée nécessaire à la réalisation d’une étude objective et indépendante visant à déterminer le mix énergétique optimal pour la France, sur les plans économique et environnemental ».

Droite et extrême droite triomphent

Le gouvernement dénonce un « signal dévastateur ». « Ce moratoire, je le dis avec gravité, est parfaitement irresponsable », a déclaré Marc Ferracci, ministre délégué à l’énergie, au micro de l’assemblée. « C’est une catastrophe économique », a renchéri le rapporteur du texte Antoine Armand (Renaissance). Le groupe écologiste parle de « menace grave pour le climat », quand Sandrine Rousseau s’insurge : « regardez vos enfants en face et dites-leur ce que vous êtes en train de faire ». Pour France Renouvelables, cette décision est tout sauf anodine : elle pourrait entraîner « la destruction de 80 000 emplois ». La droite revendique, elle, une victoire idéologique. « Ce moratoire est au cœur de notre projet », a affirmé le député RN Jean-Philippe Tanguy, moquant « les énergies coûteuses et intermittentes » que sont l’éolien et le solaire.

Avec le vote de cet amendement, de celui redémarrant Fessenheim, le texte est symptomatique de la folie ayant saisi l’Assemblée nationale. Le texte, initialement porté par le Sénat, est désormais profondément modifié. Il prévoit une relance massive du nucléaire, avec 14 nouveaux réacteurs à l’horizon 2030 et le maintien de la capacité actuelle (63 GW) au-delà de 2050. Ce moratoire pourrait toutefois n’être que temporaire. Le vote solennel de l’Assemblée est prévu pour le 24 juin, avant un retour au Sénat début juillet. Mais le gouvernement pourrait publier les décrets d’application dès cet été, avant même la fin de la navette parlementaire. Ou même demander une seconde délibération.

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Alors que de nouveaux créneaux d’heures creuses en mi-journée doivent être lancés dans l’hexagone à l’automne 2025, la Réunion sera le premier département français d’outre-mer à les expérimenter. La filiale locale d’EDF annonce qu’elle les proposera à des abonnés volontaires d’ici quelques mois.

Avec un potentiel solaire d’environ 2 000 kWh/an/m², contre 1 400 kWh/an/m² en moyenne en métropole, La Réunion bénéficie d’une excellente situation pour produire son électricité à partir de panneaux photovoltaïques. L’île dispose actuellement d’une puissance solaire installée assez conséquente de 210 MW. Mais cette ressource représente seulement 10 % du mix local, dominé par la biomasse dont une grande partie est importée. La Réunion n’étant pas interconnectée, elle doit se débrouiller seule pour équilibrer son réseau électrique. Ici, il est impossible d’exporter les surplus de production solaire et les systèmes de stockage sont anecdotiques. Difficile, donc, d’optimiser la production solaire très variable.

Encourager la consommation lors du pic de production solaire

Une des solutions pourrait être le lancement d’heures creuses dites « solaires ». L’idée est de retirer quelques heures creuses nocturnes (entre 22 h et 6 h à La Réunion) pour les déplacer en milieu de journée, au moment où la production photovoltaïque est maximale. Elles seront placées entre 11 h et 13 h selon Dominique Charazat, le directeur d’EDF Réunion, qui se réserve la possibilité de les modifier lors de l’expérimentation, afin de déterminer le créneau idéal. Une poignée d’abonnés volontaires pourront les tester dans les prochains mois, avant un éventuel déploiement à l’ensemble des consommateurs. Pour information, à La Réunion, le kilowattheure est actuellement facturé aux particuliers 0,21 € en heures pleines, 0,17 € en heures creuses et 0,20 € en option base.

Les heures creuses solaires sont déjà expérimentées auprès de 2 500 abonnés en Corse depuis le début de l’année 2025. Ils doivent être lancés en France métropolitaine dès l’automne 2025, notamment pour réduire le phénomène de prix négatifs et les écrêtements de la production.

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Ce fut un mystère qui résista à l’analyse des plus grands chercheurs de la planète. Et ce, pendant plusieurs années. Et la réponse s’est avérée si triviale, qu’elle est entrée dans la légende. Puis, le temps passant, elle a été oubliée. Comme elle concerne nos sujets de prédilection, nous ne pouvions pas nous permettre de ne pas la remettre en lumière.

Le LEP (Large Electron Positron collider) a été un des plus importants accélérateur de particules du monde. En fonctionnement de 1989 à 2000, il a ensuite été remplacé en 2008 par le LHC (Large Hadron Collider). S’y sont déroulé des expériences d’une grande importance pour la compréhension de la matière. On y faisait entrer en collision à haute énergie des électrons et des positrons (l’antiparticule de l’électron), dans l’objectif d’étudier les forces fondamentales qui lient les noyaux des atomes.

Or, les chercheurs avaient détecté une fluctuation périodique inexpliquée du faisceau. Elle débutait à quatre heures du matin, empirait régulièrement par épisodes au cours de la matinée, puis à nouveau au cours de l’après-midi, et cessait à minuit. Personne ne savait l’expliquer, au point qu’une prime soit proposée à celui qui parviendrait à en trouver la source – une prime sous la forme d’une bouteille de champagne.

Gagner une bouteille de champagne n’a rien d’évident au CERN

Mais la prime n’est pas allée à un chercheur du CERN. En effet, c’est un ingénieur de la compagnie d’électricité suisse EOS qui a trouvé la réponse. La cause était le TGV qui circulait entre Genève et Paris, dont le rail passait à quelques kilomètres de l’accélérateur de particules. Et c’est une grève des cheminots français en fin novembre 1995 qui a mis la puce à l’oreille : le signal parasite avait alors brusquement disparu.

Il faut savoir que le TGV est alimenté en électricité par des lignes aériennes, et que le courant retourne ensuite dans le réseau électrique au travers du rail. Mais ce même rail est connecté à la terre. Il en résulte qu’une partie du courant passe ainsi par la terre pour faire le même chemin. Et ce courant cherche alors ce qu’il existe de mieux comme conducteur électrique dans l’environnement. L’enveloppe du LEP, en aluminium, était un formidable conducteur électrique. Le courant vagabond, issu du rail du TGV, l’empruntait donc, générant ainsi le mystérieux parasite.

Cela fit sans doute du LEP le moyen le plus coûteux qui existe de vérifier que le TGV partait bien à l’heure. Mais heureusement, il fit de nombreuses autres découvertes !

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En plein examen d’une proposition de loi sur l’avenir énergétique de la France, l’Assemblée nationale vient d’approuver un article important concernant le secteur du nucléaire. Cet article valide une relance massive de l’atome, avec une surprise, du côté de Fessenheim. 

Une étape importante pour la relance du nucléaire en France vient d’être franchie. Lors de l’examen d’une proposition de loi sur le futur énergétique de la France, les députés ont approuvé un article portant sur la relance du nucléaire. Antoine Armand, ex-ministre de l’Économie, s’est félicité de cette décision en déclarant à l’AFP : « Nous actons une relance d’une ambition inédite : maintien du parc existant, construction de 14 EPR, décision d’un réacteur de 4ᵉ génération ».

Dans les faits, le texte de loi mentionne :

• Le maintien des 63 GW de capacité de production nucléaire du parc actuel,
• L’ajout de 27 GW de capacité à l’horizon 2050.

Pour atteindre ces objectifs, est prévue la mise en service de 14 EPR2. La construction de six d’entre eux devra être initiée en 2026 tandis que les 8 autres devront être lancés d’ici 2030. De son côté, le gouvernement souhaitait plutôt repousser la décision de construire 8 EPR2 supplémentaires d’ici à 2026. Le reste de la proposition de loi est encore en cours d’examen, et ce, jusqu’à vendredi.

Le cas de la centrale de Fessenheim

Fait plus surprenant, le Rassemblement National est parvenu à faire adopter un amendement portant sur le redémarrage de la centrale de Fessenheim, qui avait définitivement été arrêtée en 2020. Les députés du RN ont profité d’une suspension de séance de quelques minutes, pendant laquelle l’hémicycle s’est vidé, pour faire voter l’amendement alors qu’ils étaient majoritaires. L’amendement en question a permis d’inscrire au texte de loi : « Procéder au redémarrage de la centrale nucléaire de Fessenheim et à la remise en fonction de ses deux réacteurs ».

En 2020, la décision d’arrêter les deux réacteurs de 900 MWe de la centrale avait été virement critiquée, notamment parce que cette dernière bénéficiait d’un avis favorable de l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN, à l’époque, aujourd’hui ASNR) suite à sa visite décennale de 2013. À l’issue de cette visite, EDF avait investi plusieurs centaines de millions d’euros nécessaires à la mise en conformité de la centrale.

Cinq ans après son arrêt définitif, difficile de savoir si le redémarrage de la centrale est réellement envisageable. La préparation au démantèlement ayant bien avancé, il y a de fortes chances qu’une remise en fonctionnement des réacteurs nécessitent une enveloppe financière conséquente. Rappelons que, même si elle répondait aux exigences de l’ASN, il s’agissait de la plus ancienne centrale nucléaire encore en activité de France.

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Deux ingénieurs lancent un ouvrage destiné à démystifier l’énergie nucléaire « en 100 questions ».

Souvent perçue à travers le prisme de la catastrophe ou de la menace, le nucléaire reste un moyen de production d’électricité bas-carbone particulièrement efficace. Dans « L’énergie nucléaire en 100 questions » (Tallandier), les ingénieurs Maxence Cordiez et Stéphane Sarrade proposent un panorama du sujet à travers une série de questions claires : d’où vient la radioactivité ? Comment fonctionne un réacteur ? Quelle est la durée de vie d’une centrale nucléaire ? Où est extrait l’uranium ? Qu’est-ce qu’un SMR  ?

L’ouvrage revient sur les choix faits par la France depuis les années 1970, notamment à la suite du premier choc pétrolier, et examine l’évolution du débat autour du nucléaire civil, influencé par des accidents comme celui de Fukushima en 2011. Il décrit également les usages de cette technologie dans d’autres domaines, comme la médecine. Le ton est neutre, sans parti pris, pour pouvoir se faire son propre avis. Un livre accessible à tous, même sans connaissances préalables sur le nucléaire, qui manque toutefois d’illustrations et schémas.

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