Une nouvelle étape vient d’être franchie vers la création d’une nouvelle station de pompage-turbinage sur le site historique du lac Noir. Un appel d’offres devrait bientôt être publié pour déterminer qui possèdera le droit de l’exploiter à partir de 2026.

C’est officiel : l’État vient de faire l’acquisition des terrains des sites du lac Blanc et du lac Noir auprès de la commune alsacienne d’Orbey. Cette acquisition promet la relance du projet d’implanter une station de transfert d’énergie par pompage sur ce site emblématique du massif des Vosges.

Pour rappel, le site accueillait une modeste STEP depuis 1933, d’une puissance de 80 MW pour environ 0,5 GWh de capacité de stockage. Mais en 2002, une avarie avait conduit à son arrêt définitif. Face à un bâtiment historique trop abîmé, EDF avait décidé de le raser en 2014, avec le projet de construire une nouvelle usine d’ici 2019. Ce nouveau projet était vivement soutenu par les élus locaux. En 2018, même Sébastien Lecornu, alors secrétaire d’État auprès du ministre de la Transition écologique et solidaire, s’était prononcé en faveur d’une nouvelle STEP. Mais finalement, l’énergéticien français avait décidé d’y renoncer en évoquant un manque de rentabilité du fait d’un investissement estimé à 80 millions d’euros.

L’acquisition de ces terrains par l’État redistribue les cartes, dans un contexte propice aux systèmes de stockage d’énergie. Un appel d’offres va être lancé d’ici la fin de l’année afin de déterminer qui en sera le concessionnaire. En parallèle, des études environnementales vont être menées pour garantir un projet respectueux de la biodiversité locale.

La STEP du Lac Noir de nouveau indispensable ?

Si, au milieu des années 2010, les conditions économiques n’étaient pas réunies pour faire du site du lac Noir un projet rentable, le contexte actuel est bien différent. Avec le développement massif des énergies renouvelables sur ces dernières années, les besoins en stockage d’énergie ont explosé. Ainsi, le déploiement de nouvelles STEP et l’augmentation de capacité des installations actuelles sont bien à l’ordre du jour du côté d’EDF. Parmi les grands projets en cours de développement, il y a notamment le gigantesque chantier de Montézic 2.

Reste désormais à savoir qui s’occupera de la construction de la nouvelle centrale du lac Noir. Le fournisseur d’électricité colmarien Vialis a annoncé vouloir se porter candidat pour la concession. Celle-ci devrait démarrer dans le courant de l’année 2026.

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Symptomatique des difficultés inhérentes à l’éolien offshore européen, les Pays-Bas viennent à leur tour d’essuyer un échec pour l’appel d’offres d’un parc éolien de 1 GW. Aucun candidat n’a tenté sa chance, à cause de l’absence de certitudes financières. Face à cette situation qui se généralise, les pays européens doivent trouver des solutions pour respecter leurs objectifs de décarbonation. 

Après la France, avec Oléron 1, ou l’Allemagne avec son projet éolien de 2,5 GW, c’est au tour des Pays-Bas de ne recevoir aucune réponse à un appel d’offres, pour le site Nederwiek I-A, en mer du Nord. D’une capacité envisagée de 1 GW, ce parc devait prendre place sur un site de 150 km², et être construit à partir de 2030. Cependant, le 30 octobre, à la clôture de l’appel d’offres, aucun candidat n’avait soumis d’offre. Pourtant, les critères d’appel d’offres avaient été ajustés pour le rendre plus attrayant à cause de précédents déboires du même ordre, mais cela n’aura pas suffi. 

Sophie Hermans, ministre néerlandaise du Climat et de la Croissance verte, a pris la parole à ce sujet, et a déclaré : « Cela confirme que nous sommes entrés dans une situation de marché dans laquelle le soutien du gouvernement est crucial pour empêcher le développement éolien offshore de s’arrêter ».

Depuis deux ans, le contexte économique a beaucoup changé pour l’éolien offshore, et les hausses des coûts réduisent les marges des promoteurs, ce qui réduit leur volonté d’investir. En parallèle, la filière industrielle peine à se développer à l’échelle de l’Europe. 

Les contrats pour la différence, véritable solution à cette situation ?

Face à cette situation, les pays européens misent de plus en plus sur les CfD (Contract for difference) pour apporter une sécurité aux promoteurs. Le CfD est un instrument financier qui prend la forme d’un contrat entre le producteur d’électricité et l’État, qui protège le producteur de la volatilité des prix d’électricité. Avec ce fonctionnement, l’État complète le revenu du producteur quand les prix de marché sont plus bas qu’un tarif de référence, et récupère la différence lorsque les prix de marché sont plus élevés.

Les CfD se sont progressivement implantés dans de nombreux pays comme le Royaume-Uni, la France, la Belgique ou l’Irlande. Face à des appels d’offres infructueux, d’autres pays se tournent vers cette solution comme l’Allemagne ou le Danemark. Les Pays-Bas souhaitent également opter pour les CfD, mais ces derniers ne seront pas effectifs avant 2027. En plus de ces contrats, la mise en place de nouveaux objectifs européens en matière d’installation d’éoliennes offshore permettrait à la filière d’avoir des certitudes, et de s’organiser en conséquence.

Enfin, un soutien financier par des institutions publiques semble crucial pour aider les développeurs à faire face aux investissements nécessaires dans un contexte plus houleux que jamais. Récemment, la Banque européenne d’investissement (BEI) a accordé un prêt de 500 millions d’euros à Iberdrola pour permettre le déploiement de la ferme offshore Windanker, en Allemagne.

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Loin d’être une simple formalité, la modification des heures creuses nécessite une réorganisation importante des habitudes de production d’électricité. Si ce travail a été fait pour la France métropolitaine, les DOM ne sont pas encore prêts à sauter le pas. 

C’est une petite révolution. Depuis le 1ᵉʳ novembre, de nouvelles heures creuses sont appliquées en journée pour valoriser l’électricité produite à partir du soleil, en milieu de journée. Néanmoins, tous les Français ne peuvent pas en bénéficier. Et pour cause, le nouveau système ne s’applique qu’à la métropole et à la Corse. La Guadeloupe, la Martinique, la Guyane ou encore la Réunion n’y ont pas (encore) droit.

Un risque de déstabilisation sur ces réseaux non interconnectés

Et pour cause, les zones non interconnectées, qui ne profitent pas de connexions au réseau européen, ont des habitudes de production et de consommation différentes de la métropole. En outre, leurs moyens de production électrique, encore principalement basés sur les énergies fossiles, sont moins stables, moins dimensionnés et moins modulables. Dans ce contexte, une modification mal anticipée des heures creuses pourrait déstabiliser tout le réseau et provoquer des coupures.

Dans ces zones souvent insulaires, les tensions sur le réseau sont récurrentes. En Guadeloupe, il y a quelques semaines, EDF Archipel Guadeloupe a dû appeler la population à la sobriété pour éviter les coupures. Si la situation n’était pas critique, elle était tout de même considérée comme tendue. En plus de conditions climatiques défavorables, la centrale thermique Albioma du Moule, en pleine conversion du charbon vers la biomasse, a subi un incident technique affectant l’ensemble du réseau.

Une mise en place progressive

Malgré tout, des expérimentations sont menées auprès de 2 000 clients depuis peu à La Réunion, et sur 4 000 clients dès 2026 en Guadeloupe, pour tester la pertinence des heures creuses entre 10 et 15 heures. Ce test devrait donner de nombreuses données à EDF pour démocratiser les heures creuses en journée dans les DOM.

D’ailleurs, rappelons que les heures creuses méridionales avaient été testées dès le début de l’année 2025 en Corse, avant d’être généralisées à tout l’Hexagone. À l’issue de ce test, 90 % des 2500 clients concernés s’étaient dit satisfaits de la nouvelle répartition.

Dans ces régions non interconnectées, où les énergies fossiles sont encore très importantes, la modification des heures creuses pourrait être un levier non négligeable à la décarbonation de leur mix électrique.

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Le feuilleton de l’EPR de Flamanville continue. Presque un an et demi après le premier chargement de son combustible, voilà que le réacteur vient d’atteindre les 80 % de puissance et vise les 100 % dans les prochaines semaines. Néanmoins, comme tout démarrage d’un nouveau réacteur, la liste des imprévus s’allonge.

Autour du réacteur n°3 de la centrale nucléaire de Flamanville, les jours passent, mais ne se ressemblent pas. EDF fait face à un contre-la-montre ambitieux pour mener le premier EPR français à la pleine puissance avant la fin de l’automne, c’est-à-dire avant le 21 décembre. L’énergéticien enchaîne donc les succès, mais également les difficultés.

Par exemple, ce 18 novembre, l’EPR a dû être déconnecté du réseau et a dû fonctionner au ralenti, la faute à une vanne du circuit secondaire. Cette dernière s’arrêtait de manière intempestive, entraînant l’arrêt automatique de la production d’électricité. Heureusement, la panne a été résolue en moins de 48 heures, et le réacteur a été reconnecté au réseau le 20 novembre.

1 200 MW sur les 1 620 MW déjà atteints

En parallèle, EDF a mené à bien tous les essais dynamiques à 60 % de puissance. Ces essais sont déterminants, et ont pour objectif de valider en conditions réelles la robustesse et la réactivité de l’installation. Parmi les tests réalisés, on peut citer un arrêt manuel du réacteur, le déclenchement de la turbine, une opération d’îlotage ou encore des variations rapides de puissance.

L’EPR a même pu atteindre le palier de 80  %, autour de 1200 mégawatts électriques (MWe). Désormais, d’autres essais vont avoir lieu à ce niveau de puissance avant d’espérer atteindre les 100 %. D’ailleurs, EDF devra obtenir l’autorisation de l’Autorité de sûreté du nucléaire et de radioprotection (ASNR) avant de pouvoir dépasser les 80 %.

La pleine puissance, avant un arrêt d’un an

C’est seulement une fois le réacteur poussé à sa pleine puissance que l’on connaîtra la puissance réelle du réacteur.  Si l’EPR était donné à 1620 MWe de puissance nominale, il se pourrait que cette dernière soit, en réalité, légèrement inférieure. Des rumeurs circulent sur une baisse de puissance de l’ordre de 35 MW, soit 2 % du total initial.

Une fois les essais réalisés à pleine puissance, il faudra cependant attendre avant de voir Flamanville 3 atteindre son rythme de croisière. Le prochain arrêt pour maintenance du réacteur est déjà programmé au 26 septembre 2026. Cet arrêt réglementaire devrait ressembler à une visite décennale, associée à un check-up complet. Durant cette visite, des essais de pression devraient être réalisés sur le circuit primaire, et l’étanchéité de l’enceinte de confinement devrait également être contrôlée. Enfin, de nombreuses modifications devraient avoir lieu comme le remplacement du couvercle de la cuve, ou encore des évolutions du contrôle commande. Au total, l’opération devrait durer 350 jours.

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Si la gestion des batteries en fin de vie pourrait être considérée comme une contrainte, deux startups françaises ont décidé d’en faire une force pour dynamiser la filière européenne de production de batteries chimiques. Au cœur de cette ambition : le recyclage des batteries de type sodium-ion. 

Voilà maintenant huit ans que Tiamat travaille d’arrache-pied pour développer et industrialiser la technologie des batteries sodium-ion. Spin-off du CNRS, la startup française y voit un potentiel énorme grâce à une composition sans lithium ni cobalt, ainsi qu’une grande stabilité chimique et thermique.

Tiamat a franchi des étapes importantes du développement, et a même lancé un produit grand public équipé de sa technologie, à savoir une visseuse portative commercialisée chez Leroy Merlin. Actuellement, l’entreprise construit son usine de production à Amiens, qui devrait produire environ 1 million de batteries dès 2027, et atteindre les 5 GWh de production de batteries par an à long terme.

Pour autant, l’entreprise ne compte pas s’arrêter à la simple production de batteries et veut construire un véritable écosystème circulaire, permettant le recyclage de ses propres batteries pour en produire de nouvelles. Pour y parvenir, Tiamat s’est associé à une autre startup française qui a le vent en poupe : Mecaware.

Procédé NaCRe : objectif circularité

La startup Mecaware a pour vocation de récupérer des matériaux stratégiques grâce au recyclage de batteries. L’entreprise a notamment développé une technologie brevetée qui permet l’extraction de métaux comme le lithium, le cobalt ou le manganèse en circuit fermé, sans produit d’effluents polluants et sans apport énergétique particulier.

Les deux entreprises françaises ont donc décidé d’unir leurs forces autour d’un projet intitulé « Procédé NaCRe ». Ce projet vise à développer un procédé de recyclage adapté aux batteries sodium-ion. Prometteur, il a notamment été retenu pour un appel à projets FEDER (Fonds européen de développement régional) Hauts-de-France.

Les deux entreprises espèrent mettre en service un démonstrateur dès septembre 2026, et finaliser les études technico-économiques d’ici aout 2027. Si tout va bien, un projet pilote pourrait être construit à l’horizon 2030, avec une capacité de production de 17 tonnes de matériaux par an. À terme, le procédé NaCRe devrait intégrer l’usine Tiamat d’Amiens pour produire de nouvelles batteries à partir de sodium recyclé.

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Les principaux acteurs français de l’éolien offshore implorent le gouvernement français d’agir rapidement, pour éviter de mettre en péril la filière de l’éolien en mer. Entre déconvenues, licenciements et appels d’offres infructueux, la situation est plus critique que jamais. Un constat qui ne se limite cependant pas aux frontières de l’Hexagone.

France Renewables Offshore, alliance qui regroupe les principaux acteurs régionaux de l’éolien offshore (Bretagne Ocean Power, Normandie Maritime, Neopolia, Aquitaine Blue Energies, Wind’Occ, SudEole), a choisi les Assises de la mer pour faire passer un message clair au gouvernement : la filière française de l’éolien offshore, et plus globalement des énergies marines, va mal.

Dans un communiqué, l’alliance dénonce l’inaction du gouvernement envers la filière, qui met directement en danger des entreprises du secteur, en particulier les TPE, les PME et les ETI. France Renewables Offshore cite particulièrement l’absence de projets sur les côtes des Pays de Loire, et des projets trop éloignés du littoral au large de la Nouvelle-Aquitaine. Il résulte de cette situation de grandes incertitudes pour l’équilibre économique de la façade atlantique.

Des appels d’offres infructueux

Plus généralement, les mauvaises nouvelles se sont enchaînées depuis deux ans. France Offshore Renewables dénonce les 360 suppressions de postes de GE Vernova en France, annoncées en septembre 2024, l’échec de l’appel d’offres AO7 au large de l’île d’Oléron, ainsi que l’abandon d’Oléron 2 dans l’appel d’offres AO9.

L’instabilité du climat politique français y est pour beaucoup, et n’a fait que repousser la publication de la troisième Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE3). D’ailleurs, France Offshore Renewables fait également mention d’une montée en puissance de groupes politiques hostiles aux énergies renouvelables depuis la dissolution de l’Assemblée nationale à l’été 2024.

L’éolien offshore dans une tourmente mondiale

En réalité, la souffrance de la filière offshore française n’est que le reflet d’un climat mondial peu propice à l’éolien offshore. Ainsi, les mauvaises nouvelles s’enchaînent un peu partout à travers le monde, en particulier en Occident. Cet été, un appel d’offres allemand concernant un projet de 2,5 GW n’a intéressé personne. La situation vient même de se répéter aux Pays-Bas.

Aux États-Unis, la politique gouvernementale hostile à l’éolien offshore continue à faire trembler les grands groupes qui se retrouvent dans des situations financières délicates. C’est le cas de Vestas, qui vient de renoncer à une nouvelle usine de pales qui aurait dû voir le jour en Pologne.

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Les Philippines sortent les grands moyens pour décarboner leur mix électrique. Fortes d’un climat propice, elles construisent actuellement la plus grande centrale photovoltaïque au monde, d’une superficie de 3 500 hectares. 

C’est un chantier dont le montant dépasse les 3,4 milliards de dollars. À Luçon, plus grande île des Philippines, on construit Terra Solar, un projet amené à devenir le plus grand projet photovoltaïque au monde grâce à 3,5 GW de panneaux solaires. Ces derniers seront associés à un système de stockage d’énergie par batterie (BESS) dont la capacité devrait être comprise entre 4 000 et 4 500 MWh, record elle aussi.

Pour le moment, le projet avance à un bon rythme puisque 778 MW de panneaux étaient déjà installés en juillet. Une partie du site devrait être mise en service dès le début d’année 2026. Son inauguration globale est prévue pour 2027. Le site devrait produire, chaque année, environ 5 TWh d’électricité, soit 5 % de la production totale du pays. Il devrait notamment desservir la région du Grand Manille.

Des conditions climatiques propices

Si les Philippines comptent sur le solaire pour verdir un mix électrique encore largement carboné, ce n’est pas un hasard. L’archipel bénéficie de conditions climatiques avantageuses. La province de Nueva Ecija, où est construit le projet, bénéficie d’un ensoleillement moyen comparable à celui de La Rochelle. Mais de nombreux facteurs autres permettent d’y obtenir une plus grande production d’énergie.

D’abord, les Philippines sont proches de l’équateur, ce qui signifie que le soleil est très souvent haut dans le ciel. Outre les moins grandes variations d’inclinaison entre les saisons, les rayons du soleil ont moins d’atmosphère à traverser pour parvenir jusqu’aux panneaux, ce qui engendre moins de perte d’énergie.

En parallèle, les variations saisonnières des Philippines sont beaucoup moins importantes et beaucoup plus prévisibles qu’en Charente-Maritime. Pour s’en convaincre, il suffit de faire un tour sur le site PVGIS, et de comparer l’irradiation directe normale sur les deux sites. Pour l’année 2022, l’irradiation fluctue entre 115 kWh/m² et 182 kWh/m² aux Philippines avec une moyenne annuelle de 146 kWh/m², tandis qu’elle passe de 31,6 kWh/m² à 225,75 kWh/m² à La Rochelle, pour une moyenne annuelle de 119 kWh/m². Dans ces conditions, le recours au solaire sonne comme une évidence, et devrait permettre au pays de se détacher progressivement du charbon et du gaz fossile, qui constituent encore les 3/4 du mix électrique.

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Quel est le point commun entre cette drôle d’éolienne volante française, et Rafael Nadal ? Une maitrise parfaite de l’effet Magnus, cette force physique qui régit le mouvement d’un objet en rotation. La startup française Wind Fisher pense même que cette force pourrait révolutionner notre manière de produire de l’électricité à partir du vent. 

Et si on assistait à la fin de l’hégémonie des éoliennes telles qu’on les connaît, avec leur mât, leur turbine et leurs trois pales ? Si les prototypes aux architectures fantasques ont toujours existé, une autre forme de dispositif captant l’énergie du vent connaît un intérêt croissant : les éoliennes volantes. Après le modèle dirigeable de SAWES Energy Technology, c’est au tour de Wind Fisher de proposer son prototype d’éolienne volante. Cette fois, il s’agit d’une éolienne aéroportée à effet Magnus, aussi appelée MAG.

Une éolienne volante retenue par un câble

Elle fonctionne sur le principe suivant : une aile cylindrique est gonflée à l’hélium et reliée à la terre par des câbles. En rotation, l’aile génère une force latérale au vent, et tend à s’éloigner de sa base par des mouvements latéraux. Ce mouvement génère une énergie mécanique qui peut ensuite être convertie en électricité grâce à un générateur situé dans sa base.

De par son principe novateur, cette éolienne multiplie les promesses. Elle nécessite beaucoup moins de matériaux qu’une éolienne traditionnelle, et peut afficher un facteur de charge supérieur grâce à la captation de vents plus forts et plus constants, situés en altitude. Le prototype de 15 mètres d’envergure et baptisé MAG15 vient d’être testé à Saint-Maurice-de-Rémens, au nord-est de Lyon, à une altitude d’environ 150 mètres. Les modèles commerciaux devraient plutôt atteindre les 300 mètres d’altitude.

Qu’est-ce que l’effet Magnus ?

L’effet Magnus décrit la déviation que subit un objet en rotation qui se déplace dans un fluide. Il est particulièrement visible dans les sports de balle. Cet effet aérodynamique est à la base du lift au tennis, et permet une meilleure maîtrise de la trajectoire du ballon au basket. D’ailleurs, une vidéo Youtube au succès improbable, datant de 2015, montre parfaitement ce que provoque l’effet Magnus sur un ballon en rotation.

Pour des applications plus concrètes, cet effet a notamment été utilisé pour propulser des navires. L’un des exemples les plus connus est l’Acyclone, un navire commandé par le commandant Cousteau, et construit en 1985 à La Rochelle. D’ailleurs, le remplaçant du Calypso aurait dû être équipé de cette technologie, mais le projet a été abandonné suite au décès du commandant au bonnet rouge.

Un début de commercialisation dès 2026

Les résultats obtenus grâce au prototype MAG15 devraient permettre le déploiement des premières unités commerciales dès 2026. Celles-ci, d’une envergure de 25 mètres, afficheront une puissance de 100 kW. Elles se destinent aux gestionnaires de micro-réseaux, et se veulent idéales pour les sites isolés comme les îles. Entièrement autonome, le MAG 25 peut être déployé en seulement 24 heures. En cas de vent trop fort ou trop faible, un système de treuil permet de ramener automatiquement la voile à sa base, qui prend la forme d’un conteneur maritime.

Dans un deuxième temps, Wind Fisher espère commercialiser des unités appelées MAG80, dont la puissance pourrait atteindre 2 MW. Destinées à la production à grande échelle, elles pourraient être regroupées en parcs de 10 MW à 100 MW.

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EDF fait peut-être face au défi le plus ambitieux de ses presque 80 ans d’existence : mener à bien la construction et l’exploitation de 14 EPR2, tout en faisant face à une dette abyssale de 54 milliards d’euros. Depuis son arrivée, Bernard Fontana s’est remonté les manches et semble s’employer à restructurer l’électricien français. Reste à savoir si ces actions seront suffisantes.

Six mois presque jour pour jour après sa nomination, Bernard Fontana a plus que jamais du pain sur la planche, dans sa mission pour redresser EDF. L’institution fait face à un défi titanesque : mener des investissements d’un montant dépassant les 450 milliards d’euros, tout en composant avec une dette de plus de 50 milliards d’euros.

C’est d’ailleurs pour cette raison précise qu’a été choisi Bernard Fontana. Parfois qualifié de Cost Killer, l’ingénieur a un palmarès impressionnant, et est notamment considéré comme le principal architecte du renouveau de Framatome. Alors appelée AREVA NP, l’entreprise était en grave difficulté financière, en conséquence de certains échecs d’investissement et à la crise post-Fukushima. Il est parvenu à stabiliser l’entreprise tout en lui rendant une ambition nouvelle sur le plan international. Néanmoins, avec EDF, le défi est d’une toute autre mesure.

Optimiser les coûts

Pour pouvoir investir quelque 460 milliards, notamment pour le nucléaire, EDF se doit de créer une dynamique financière positive pour ne pas plomber sa capacité d’emprunt sur les marchés financiers. Dans ce contexte, Bernard Fontana a sorti les grands moyens. Dans une visioconférence réunissant les 1000 premiers cadres d’EDF, il a évoqué la nécessité d’instaurer une forme de réalisme financier.

Cette notion passe dès à présent par une attention particulière portée à la rentabilité des activités. Bernard Fontana a ainsi déclaré qu’EDF allait se recentrer sur ses forces historiques que sont le nucléaire et l’hydroélectricité. En parallèle, le PDG met un point d’honneur à mieux gérer les frais généraux de l’entreprise. Il vise 30 % de réduction des charges de fonctionnement d’ici 2030, ce qui devrait correspondre à 1 milliard d’euros d’économie.

Des ouvertures de capital seraient également à l’étude à l’étranger, avec pour objectif de gagner en marge de manœuvre financière. EDF pourrait ainsi céder sa filiale italienne Edison, et chercherait des partenariats pour EDF Power Solutions aux États-Unis.

Réorganiser le nucléaire

Enfin, pour éviter de reproduire les mêmes erreurs que sur le chantier de l’EPR de Flamanville, une vaste restructuration a eu lieu autour de la relance du nucléaire. Objectif : clarifier les responsabilités entre maîtrise d’œuvre et maîtrise d’ouvrage, accélérer les prises de décision et optimiser la mobilisation des compétences du groupe. Une charte a même été signée avec le syndicat professionnel de l’industrie nucléaire française (Gifen) pour restaurer un climat de confiance entre EDF et ses fournisseurs, et permettre une meilleure gestion du budget.

Reste à savoir si ces premières mesures seront suffisantes pour permettre à EDF de rester à flot. Du côté des syndicats, l’inquiétude est de mise quant aux répercussions concrètes de cette politique d’économie envers les salariés.

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Grand-messe du nucléaire civil mondial, la nouvelle édition du World Nuclear Exhibition, qui se tient du 4 au 6 novembre près de Paris, porte sur la production électronucléaire, mais pas seulement. Cette année, d’autres applications comme la production de chaleur sont mises à l’honneur.

Pendant longtemps considéré comme une source d’énergie polluante et contraire aux politiques environnementales, le nucléaire bénéficie d’un revirement de situation record, en témoigne le discours du ministre de l’Économie Roland Lescure, à l’ouverture de la sixième édition de la World Nuclear Exhibition. Ce dernier a ainsi déclaré : « Ici, nous sommes tous amis du nucléaire – et donc amis de la planète ». D’ailleurs, il faut reconnaître que malgré des défauts importants, en particulier en matière de sûreté et de gestion des déchets, le nucléaire affiche de sérieux arguments pour décarboner la production électrique.

Et pour faciliter le déploiement de l’énergie nucléaire, les projets de SMR continuent de se multiplier. Ils représentent une grande partie des projets dévoilés lors de l’évènement.

Décarboner le mix électrique, mais pas seulement

Mais la particularité de cette édition 2025 réside plutôt dans le lancement d’un nouvel espace dédié aux applications du nucléaire civil qui dépassent la production d’électricité. Vingt projets internationaux sont présentés dans des domaines aussi variés que la médecine nucléaire, l’agriculture, l’exploration spatiale, ou encore l’hydrogène décarboné et la production de chaleur.

On y retrouve des projets de SMR destinés spécifiquement à la production de chaleur comme le CAL-30, un réacteur à eau légère calogène, conçu par Calogena, développant jusqu’à 30 MWth, ou le LDR-50, un réacteur conçu par le Finlandais Steady Energy. D’une puissance de 50 MWth, il se destine à l’alimentation de réseaux de chaleur et de sites industriels.

On y découvre également des projets de dessalement nucléaire par SMR. Au Moyen-Orient, de nombreux pays s’y intéressent. C’est le cas du Koweït, de la Jordanie, de l’Arabie saoudite ou encore de l’Égypte.

L’Europe peine à s’imposer dans ce renouveau du nucléaire

Cette World Nuclear Exhibition se tient dans un contexte mondial où la Russie et la Chine restent les moteurs du nucléaire dans le monde. Alors que la Russie s’impose toujours comme le pays qui exporte le plus sa technologie et son savoir-faire, la Chine avance à un rythme insoutenable pour le reste du monde.

De leur côté, les USA continuent d’accélérer en misant énormément sur les SMR, et des bruits d’alliance avec la Corée du Sud et le Japon s’intensifient. Pour l’Europe, le nucléaire constitue une opportunité importante pour gagner en souveraineté énergétique, à condition de ne pas rater le train en marche. Pour y parvenir, elle nécessitera vraisemblablement une France forte, capable de mener cette dynamique européenne.

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EDF ne veut plus jouer les bons samaritains. Habitué aux projets renouvelables peu rentables, l’électricien français ne veut plus se laisser faire et cherche à revoir les conditions financières du parc Centre Manche 1. Ce dernier affiche le tarif de revente le plus faible de France pour un projet éolien offshore. 

La météo est toujours aussi capricieuse, pour l’éolien offshore. Cette fois, c’est au tour du projet Centre Manche 1 de prendre la grêle. Attribué en mars 2023 à un consortium composé d’EDF Renouvelables et Maple Power, le parc est censé être mis en service en 2032, et produire environ 4,5 TWh d’électricité par an grâce à une puissance totale de 1 GW.

Néanmoins, EDF Renouvelables, qui aurait déjà investi plus de 100 millions d’euros dans le projet, souhaiterait une modification des conditions du projet auprès du gouvernement français. Principal problème : un tarif de revente trop bas, qui rend le projet non rentable dans les conditions actuelles. Et pour cause, depuis 2 ans, les coûts de l’éolien offshore ont grandement augmenté, la faute à une inflation du prix des matériaux, et une hausse de coûts logistiques. On constate également de nombreuses tensions d’approvisionnement à l’échelle mondiale.

Pour ne rien arranger, Maple Power aurait fait part à EDF de sa volonté de se désengager du projet.

Le tarif de revente, fixé à 44,90€/MWh, parait bien faible, quand on le compare à son voisin direct Centre Manche 2. Celui-ci, attribué à Total Énergies et RWE il y a quelques mois, affiche un prix de revente de 66€/MWh.

Une alliance entre EDF et Total Énergies pour sauver les deux parcs Centre Manche ?

Malgré ce tarif de revente plus élevé, RWE a tout de même décidé de quitter le navire, laissant Total Énergies seul à la barre du projet de 1,5 GW et de 4,5 milliards d’euros d’investissement. Ce dernier a toutefois indiqué sa volonté de s’associer avec EDF pour mener à bien le projet. Pour EDF, réaliser les deux parcs Centre Manche pourrait être une solution pertinente pour mutualiser certains coûts et optimiser la rentabilité. Pour les mêmes raisons, Total Énergies pourrait logiquement rejoindre EDF pour la réalisation de Centre Manche 1.

Selon les Echos, dans les circonstances actuelles, EDF n’envisage pas d’abandonner le projet Centre Manche 1, mais ne peut pas prendre de décision finale d’investissement non plus. EDF a environ un an pour restructurer le consortium Éoliennes en Mer Manche Normandie.  Pour le moment, l’objectif de mise en service des deux parcs est maintenu aux environs de 2032.

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Dans l’ombre de la course à la puissance des éoliennes offshore, les sous-stations doivent suivre la cadence et transporter vers la terre des quantités d’électricité toujours plus grandes. Pour préparer l’avenir, un projet de recherche français travaille sur ces indispensables sous-stations du futur. Spoiler alert : elles seront flottantes, et de type HVDC. 

Entre éloignement progressif des côtes et augmentation de la puissance totale, les parcs éoliens offshore imposent des défis techniques de plus en plus difficiles à surmonter. Transporter le courant produit jusqu’à la terre ferme fait partie de ces défis majeurs. Pour y faire face, France Energies Marines, institut national de référence sur les énergies marines renouvelables, a lancé le projet AFOSS DC en 2022. Acronyme de Architecture and design of floating offshore substation for direct current applications, ce projet de recherche vise à dessiner le contour des sous-stations électriques du futur. Il est porté par 8 partenaires industriels et académiques français, tels que RTE, Atlantique Offshore Energy, l’Ifremer ou encore Total Energies.

L’un des grands objectifs du projet vise à déterminer quelle technologie de flotteur est la plus adaptée à une sous-station flottante, à savoir semi-submersible, ou TLP (comme le projet Provence-Grand-Large). Il faut également rendre compatible ce flotteur à la mise en place d’une liaison électrique à haute tension et courant continu (HVDC), en prenant en compte les possibles vibrations de la structure dûes aux conditions de mer. Particulièrement lourds et volumineux, les équipements HVDC rendent le design de ces sous-stations flottantes plus complexe que jamais.

Outre le travail de recherche technologique, les différents partenaires du projet cherchent également à estimer les coûts de réalisation et d’exploitation de telles structures, pour avoir une meilleure maitrise des appels d’offre. Cette étape est essentielle pour construire un cadre de travail pertinent et réaliste, et ainsi éviter les écueils comme AO7 et le parc au large de de île d’Oléron. Ce projet, qui doit se conclure dans les semaines à venir, devrait vraisemblablement inclure une liste de recommandations afin d’accompagner le déploiement de ces infrastructures.

Préparer l’avenir de l’éolien offshore dès maintenant

L’installation de sous-stations flottantes HVDC semble être promise à un avenir lointain. Ces dernières devraient concerner des projets dont la mise en service n’est prévue qu’à l’horizon 2040, voire même 2050, notamment à cause de leur complexité de mise en oeuvre et des objectifs de puissance visés. Parmi ces projets, on peut citer Fécamp Grand Large, Bretagne Grand Large, ou Centre Atlantique Grand Large.

En revanche, le recours au HVDC est déjà d’actualité. Les parcs Centre Manche 1 et 2, qui ont récemment été attribués, devraient bénéficier de cette technologie. Ailleurs dans le monde, on retrouve plusieurs sous-stations HVDC déjà en service, notamment pour les parcs écossais Dogger Bank A, B et C. De nombreux industriels travaillent sur des design de sous-stations HVDC flottantes, mais aucune n’est encore en opération.

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L’élan du nucléaire chez les géant de la tech ne ralentit pas. Après Microsoft, c’est au tour de Google de vouloir redémarrer une centrale nucléaire à l’arrêt pour alimenter la croissance électrique liée à l’intelligence artificielle. 

Google vient d’annoncer vouloir relancer la centrale nucléaire Duane Arnold grâce à un partenariat avec la société NextEra Energy. Moyennant un investissement de 1,6 milliard de dollars, la centrale devrait produire ses premiers kWh dans le courant du premier trimestre 2029. Le contrat lie les deux entreprises pour 25 ans, à compter de la date de mise en service du réacteur. Selon Google, le redémarrage de la centrale vise à soutenir la demande croissante en électricité causée par le développement de l’intelligence artificielle.

Fermée en 2020, cette centrale comporte un unique réacteur à eau bouillante, construit en 1974 par General Electric. Elle affiche une puissance de 566 MWe. Si cette technologie n’est pas utilisée en France, elle est commune aux États-Unis et au Japon. Les deux pays se partagent 65 des 92 réacteurs de ce type répartis dans le monde. C’est cette technologique qui équipe la tristement célèbre centrale de Fukushima et ses 6 réacteurs.

Faire du neuf avec du vieux

Le nucléaire répond en de nombreux points aux besoins électriques croissants des GAFAM. L’atome leur permet d’obtenir une électricité décarbonée, continue et relativement bon marché. En revanche, la filière du nucléaire a deux défauts : des besoins d’investissements colossaux, et des projets de très longue durée. À terme, les SMR pourraient répondre à ces deux contraintes rendant le nucléaire plus abordable en temps et en coûts. Néanmoins, leur commercialisation se fait attendre et les premiers prototypes fonctionnels ne devraient pas être mis en service avant la fin de la décennie.

Dans ce contexte, plusieurs entreprises se rabattent sur des centrales nucléaires récemment fermées. Le premier de la liste concerne la centrale nucléaire de Palisades, dans le Michigan. Aux dernières nouvelles, la société Holtec était dans les temps pour redémarrer l’unique réacteur à eau pressurisée avant la fin de l’année 2025. Plus récemment, Microsoft a signé un contrat avec Constellation Energy pour remettre en service le réacteur de Three Mile Island d’ici 2028.

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Veolia ne ménage pas ses efforts, pour maintenir l’unité de valorisation énergétique du Mans à la pointe de l’innovation. Malgré son âge avancé, elle va recevoir un démonstrateur industriel capable de collecter le dioxyde de carbone. D’ailleurs, l’installation de cet équipement reflète l’accélération du captage de CO2 dans tout l’ouest de la France. 

Voilà 50 ans que l’incinérateur de la Chauvinière traite les déchets ménagers de Le Mans Métropole. Précurseur, le site a notamment été raccordé au réseau de chaleur urbain dès 1991. Il produit chaque année 170 GWh de chaleur ainsi que 58 GWh d’électricité à partir de 150 000 tonnes de déchets. Pour fêter ce demi-siècle de service, Veolia, son exploitant, a décidé de s’attaquer à son seul défaut, et pas des moindres : ses 130 000 tonnes de CO2 émises chaque année. Pour cela, l’entreprise va y installer un démonstrateur industriel de captage de CO2. Celui-ci devrait permettre de capturer 10 tonnes de CO2 par jour dès 2026. Les pistes de valorisation de ce CO2 sont multiples : recharge d’extincteurs, nettoyants industriels, photosynthèse dans les serres environnantes, ou encore incorporation au béton.

Pour le moment, l’équipement ne pourra traiter qu’une fraction des émissions, malgré un investissement d’environ 8 millions d’euros. Mais il est une clé essentielle du programme Green Up de Veolia, qui vise à trouver et déployer des solutions concrètes de décarbonation entre 2024 et 2027. D’ailleurs, un deuxième démonstrateur devrait voir le jour peu de temps après, sur le site d’incinération de déchets dangereux de Port Arthur, au Texas.

Le Grand Ouest accélère sur le captage de CO2

Ce démonstrateur ne constitue qu’une petite partie des démarches qui sont entreprises pour le captage de CO2 dans l’ouest de la France. Le projet GOCO2 avance, lui aussi, à bon train. Ce projet d’ampleur, dont le budget est estimé à plus de 2 milliards d’euros, consiste à créer un pipeline entre les sites les plus émetteurs de CO2 du grand ouest, pour capter leurs émissions afin de les rediriger vers un terminal situé à Donges. Depuis ce terminal, le CO2 sera ensuite chargé sur des navires spécialisés, puis envoyé vers les sites de stockage de CO2 de Northern Lights. La concertation publique préalable a été lancée le 29 septembre, par les 6 principaux partenaires du projet à savoir Heidelberg Materials France, Lafarge Ciments, Lhoist, NaTran, Elengy et RTE.

En parallèle, un pilote industriel de production de e-kérosène est en cours de développement, également près de Donges. Celui-ci, appelé Take Kair, devrait permettre la production de 37 500 tonnes de e-kérosène par an à partir d’hydrogène et de CO2.

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La conception et la réalisation d’un parc éolien offshore est loin d’être une formalité. D’une complexité technologique hors-norme, ce type de projet nécessite la prise en compte d’un nombre ahurissants de variables, tout en étant contraint à des objectifs de budgets et de planning exigeants. Pour répondre à cette équation de la meilleure des manière, EDF a réuni tout son savoir-faire sous la forme du logiciel DIEGO.

L’union fait la force. Avec ce crédo en tête, les équipes d’EDF Renouvelables et de la R&D EDF ont mis en commun leurs compétences et leur savoir-faire pour mettre au point DIEGO, un logiciel destiné à modéliser le comportement des éoliennes en mer. EDF Renouvelable a apporté son expérience sur l’éolien en mer, et EDF R&D son expertise en modélisation 3D, une technologie déjà largement utilisée dans les domaines du nucléaire et de l’hydraulique. Acronyme de « Dynamique intégrée des éoliennes et génératrices offshore », ce logiciel permet de modéliser :

• L’éolienne,
• Son flotteur,
• Les vagues,
• Le vent,
• Les lignes d’ancrage.

Il a pour principal intérêt de mieux caractériser la stabilité d’un système en fonction de son environnement, de prendre en compte le comportement dynamique des vagues et d’éprouver une installation face à des conditions extrêmes.

Le parc Provence-Grand-Large, baptême du feu pour le logiciel

Le logiciel a joué un rôle important dans le développement du projet pilote Provence Grand Large, composé de 3 éoliennes de 8,4 MW et aux flotteurs uniques au monde. Il a justement permis de sélectionner la technologie d’ancrage à ligne tendu, et de vérifier le comportement des éoliennes avec cette technologie de flotteur novatrice. Les résultats obtenus ont ensuite été confrontés à des essais réalisés au Lab Chatou, site historique de la R&D d’EDF. Des maquettes réduites y ont été testées, en reproduisant des conditions climatiques extrêmes. Depuis les trois éoliennes du PGL ont bien été installées, et ont été bardées de capteurs. Ces derniers vont permettre à EDF d’affiner les capacités de modélisation du logiciel grâce à un ensemble de mesures prises en conditions réelles.

Désormais, EDF va pouvoir compter sur DIEGO lors des phases d’appel d’offres, afin de tester puis choisir différentes technologies de flotteurs. Lors des phases d’étude, puis d’exploitation, DIEGO permettra également une analyse précise des intéractions entre les structures et leur environnement. Prochain projet concerné : Golf de Fos 1, parc éolien flottant d’une puissance de 250 MW.

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Telle la poussière que l’on cache sous le tapis, la question du démantèlement est un sujet que l’on préfère éviter, dans le secteur du nucléaire. Entre complexité et coûts records, ces opérations sont souvent repoussées et multiplient les retards. Pourtant, le renouveau du nucléaire passera nécessairement par une meilleure maîtrise de ce sujet. D’ailleurs, de nombreuses entreprises comptent sur l’essor de la robotisation pour faciliter et accélérer ces étapes. 

Démantèlement, voilà un mot qui donne des sueurs froides à toute la filière du nucléaire. Et pour cause, ces opérations de déconstruction sont d’une complexité telle que très peu de site dans le monde en sont venus à bout. Parmi les exemples récents, on ne peut guère que citer la centrale espagnole José Cabrera (aussi appelée Zorita), qui était équipée d’un réacteur à eau pressurisée d’une puissance nominale de 153 MWe.

En France, de nombreux cas illustrent la difficulté de démanteler des installations nucléaires. La déconstruction du site de Brennilis, un réacteur à eau lourde à l’arrêt depuis maintenant 40 ans, ne devrait être terminée qu’en 2041. À Marcoule, la situation est encore plus critique et le site est considéré comme le plus complexe d’Europe, du fait de ses nombreux réacteurs de recherche. On y trouve les premiers réacteurs nucléaires français à avoir injecté de l’électricité sur le réseau électrique, et qui avaient pour vocation de produire du plutonium militaire. Pour nombre de ces équipements, comme le réacteur graphite G2, le CEA n’indique même plus de date de fin de démantèlement, et les opérations sont suspendues.

La robotisation à tout prix

Principal problème : des niveaux de radioactivité élevés, et difficiles à maîtriser, qui pourraient potentiellement mettre la santé des travailleurs en danger. C’est pourquoi, les projets de recherche fleurissent pour permettre la robotisation massive de ces opérations.

Dans ce cadre, la société Onet Technologies travaille sur l’utilisation d’un laser spécifique, dont la tête a été brevetée par le CEA. Celui-ci pourrait permettre des découpes de grande précision sans aucun problème de vibration. Développé depuis 10 ans, son utilisation est envisagée sur le site japonais de Fukushima. D’ailleurs, des essais sont en cours pour envisager la découpe du corium (mélange de combustible nucléaire fondu) grâce à ce laser. Sa puissance de 16 kW peut être dirigée vers un point de 1 mm3, ce qui permet de couper des tôles d’acier pouvant atteindre, en théorie, jusqu’à 200mm. Le laser est également capable de fonctionner sous l’eau. De son côté, Orano a mis au point le bras Anémone, un outil de préhension capable d’attraper toute sorte d’objets ou de déchets.

Démantèlement du futur, une opération sans intervention humaine ?

Pour tester ces nouvelles technologies, le CEA a créé une réplique virtuelle de ce laser et de son environnement afin de simuler des scénarios de démantèlement en 3D. L’objectif final est de mettre au point un bras auto-apprenant, et de créer un poste de pilotage assisté par réalité virtuelle pour rendre ce travail plus précis et efficace que jamais. Graphitech, une coentreprise d’EDF et Veolia travaille activement à la mise au point de robots pour permettre la déconstruction de réacteurs graphite gaz (UNGG), réputés pour être très difficiles à démanteler en raison de la quantité de matériaux qu’ils renferment. On parle de 10 à 30 fois plus de matériaux que dans un réacteur à eau pressurisée (REP).

Le premier réacteur de ce type à être démantelé devrait être Chinon A2 à partir de 2030, suivi de 5 autres réacteurs UNGG après 2050. D’ici là, un des robots de Graphitech, appelé Mascotte, pourrait prendre du service à Brennilis dès 2027.

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La Bretagne brille par ses habitants, ses paysages, ses spécialistes culinaires, mais pas par sa production d’électricité. En la matière, l’emblématique région a toujours joué les vilains petits canards, notamment à cause de l’absence de centrale nucléaire. Pourtant, cette situation est en train de changer grâce aux énergies renouvelables.

Il y a 20 ans, la production électrique bretonne était plus que modeste, avec seulement 0,8 TWh produits, dont 61% assurés par le barrage de la Rance. Cela ne représentait que 0,15% de la production nationale ! Mais le fort développement des énergies renouvelables a permis une progression conséquente en la matière, notamment grâce aux parcs éoliens terrestres. Dès 2014, ces derniers ont permis la production de 1,4 TWh, faisant grimper la production totale de la région à 2,8 TWh.

Si la Bretagne n’a pas pu se passer de la mise en service controversée d’une centrale à cycle combiné en 2021, à Landivisiau, elle a continué ses efforts en matière de production d’électricité. Résultat : la région a atteint les 6,7 TWh d’électricité en 2024, soit 8 fois plus qu’en 2004. Et si la centrale à cycle combiné est à l’origine de 24% de cette électricité, et à une augmentation des émissions de CO2 de la région, le reste est d’origine renouvelable.

Le chemin est encore long

Malgré cette progression, la Bretagne reste très largement déficitaire en électricité, et a dû importer 13,2 TWh d’électricité en 2023. Pour continuer d’augmenter sa production d’électricité, elle devra nécessairement aller plus loin que l’éolien terrestre, et compter sur l’éolien offshore. Mis en service en mai 2024, le parc éolien de Saint Brieuc montre tout ce potentiel maritime. En moins de 8 mois, sur l’année 2024, il a produit 1,2 TWh, soit 18% de la production régionale.

À partir de 2031, cette production devrait nettement grimper grâce à la mise en service du parc Bretagne Sud, et ses 250 MW, puis de son extension de 500 MW. L’année prochaine, un autre appel d’offres devrait paraître pour la création d’un parc de 110 éoliennes et d’une puissance de 2 GW à l’horizon 2035. Puis, un vaste projet pourrait voir le jour au large du Finistère. Mais pour ce dernier, rien n’est encore défini.

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L’espoir persiste, pour faire de l’hydrogène vert l’une des clés de la transition énergétique. Une nouvelle technologie d’électrolyse, dite SOEC, pourrait y participer grâce à un rendement plus élevé que les technologies existantes. Néanmoins, tout n’est pas gagné  du fait de contraintes d’utilisation importantes.  

Il ne fait que 2,6 MW de puissance, et pourtant, l’électrolyseur qui vient d’être mis en service dans la raffinerie NESTE de Rotterdam est unique en son genre. Ce prototype d’électrolyseur destiné à la production d’hydrogène, issu du projet européen MultiplHY, se distingue par une technologie novatrice : l’électrolyse à oxyde solide (SOEC). Comme tout électrolyseur, il casse les molécules d’eau grâce à un courant électrique pour obtenir le précieux gaz, accompagné de dioxygène. Mais ici, cette réaction se fait dans un environnement solide, contrairement aux électrolyseurs de type alcalin ou PEM. Cette différence permet d’atteindre un rendement énergétique bien supérieur. Alors que les électrolyseurs PEM ou alcalins affichent des rendement de l’ordre de 60%, un précédent projet SOEC de 2022 aurait atteint 84% d’efficacité. Ce nouveau prototype pourrait atteindre une efficacité encore supérieure.

Néanmoins, cette technologie a un inconvénient majeur : elle nécessite de grandes quantités de chaleur, puisque l’électrolyseur SOEC du fabricant SunFire nécessite une température de 850°C pour produire 60 kg d’hydrogène renouvelable par heure. Pour cette raison, cette technologie se destine principalement à des sites industriels dans lesquels il serait possible de récupérer la chaleur fatale.

Électrolyseur à oxyde solide et réacteur haute température : l’association parfaite ?

Du fait de ce besoin important de chaleur, l’électrolyseur SOEC se présente comm un candidat idéal afin de valoriser la chaleur fatale de grands sites industriels, dans des domaines comme la sidérurgie, le raffinage ou la chimie. Pour aller plus loin, on pourrait même imaginer l’association de cette technologie à des centrales nucléaires, afin de valoriser les immenses quantité de chaleur dégagées qui ne sont pas – ou peu – exploitées à l’heure actuelle. Si les réacteurs à eau pressurisée français n’atteignent pas des températures suffisantes, des réacteurs nucléaires à haute température, comme le projet JIMMY, pourraient permettre de produire plus efficacement de l’hydrogène, ou de combiner une production optimisée d’électricité et d’hydrogène.

Ce n’est, d’ailleurs, peut-être pas un hasard si, parmi les membres du consortium à l’origine de ce projet européen, on retrouve le Commissariat à l’énergie atomique (CEA). Voilà plus de 20 ans que ce dernier travaille sur la technologie des électrolyseurs à haute température.

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

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

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

Une usine de MOx qui revient de loin

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

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

Baisse drastique de la production de MOx

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

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

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

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

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

Des évolutions technologiques difficiles à modéliser

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

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

Des appareils moins énergivores qu’avant

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

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

Le cas de la France

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

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