L’EPR de Flamanville est encore loin de délivrer sa pleine puissance, mais l’essentiel est assuré, puisqu’il vient de redémarrer après plusieurs mois d’arrêt. Encore en phase de démarrage, le fleuron du parc nucléaire français ne devrait pas délivrer son plein potentiel avant l’été prochain.

C’est avec 2 jours d’avance, mais plusieurs semaines de retard, que l’EPR de Flamanville vient d’être remis en service. Le 57ᵉ réacteur du parc nucléaire français avait été mis à l’arrêt le 15 février dernier afin de réaliser une intervention sur un circuit de refroidissement par eau de mer. Censé ne durer que quelques jours, cet arrêt s’est finalement étalé sur une semaine, puis un mois avant de finalement durer plus de deux mois. EDF a, en effet, profité de l’occasion de réaliser plusieurs interventions comme la modification d’une sonde de température sur le circuit primaire, et surtout les réglages du groupe turbo-alternateur.

Pour cette raison, EDF avait finalement annoncé un objectif de couplage au réseau électrique le 21 avril, soit quatre jours après le redémarrage du réacteur nucléaire. Finalement, le 20 avril à 20 heures 30, la puissance disponible du réacteur sur le réseau était de 90 MW. Ce chiffre paraît bien faible, en comparaison au 1620 MW de puissance nominale du réacteur. Il s’explique par le fait que le réacteur est encore en phase de montée en charge.

Cap sur la pleine puissance d’ici l’été 2025

Les équipes d’EDF vont donc augmenter progressivement la puissance du réacteur, tout en surveillant avec précision tous les paramètres de la nouvelle installation. Malgré cet arrêt prolongé, EDF a décidé de maintenir son objectif de mise en service à pleine puissance du réacteur, à savoir l’été 2025.

Durant cette montée en charge, de nombreux essais seront menés, comme le fait d’amener le réacteur à 60 % de sa puissance, puis l’arrêter d’un coup pour vérifier sa réaction à de telles contraintes. D’autres essais auront lieu pour s’assurer qu’il est également capable de fonctionner en autonomie, dans le cas où le réseau électrique ne fonctionnerait pas correctement. D’ici son fonctionnement à pleine puissance, d’autres arrêts devraient être nécessaires pour effectuer des interventions, aussi bien sur l’îlot nucléaire que sur l’ilot non nucléaire. Surtout, au printemps 2026, seulement 18 mois après la première divergence, le réacteur devrait être arrêté pendant près de 250 jours pour subir une inspection en profondeur de l’ensemble du réacteur.

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Anker Solix continue sa percée dans le monde des batteries domestiques, et tente même sa chance en France. Pour cela, il compte sur un système facile à installer, et de l’intelligence artificielle.

Si la France n’est pas un marché particulièrement intéressant pour les fabricants de batterie domestique, l’offre ne cesse de se développer, notamment grâce à l’effet locomotive d’autres pays d’Europe. La nouvelle batterie dévoilée par Anker Solix ne fait pas exception. La Solarbank 3 Pro, d’une capacité de 2,69 kWh, se révèle intéressante à bien des égards.

D’abord, elle se veut à la fois facile à installer, et modulable. Pour cela, Anker Solix a mis au point une architecture plug-and-play, qui permet simplement d’empiler différents modules de batterie pour accroître la capacité du système. Le module onduleur permet de prendre en charge jusqu’à 3 600 W de puissance de panneaux photovoltaïques, ce qui est assez remarquable. Pour cela, il intègre 4 trackers MPPT qui permettent d’assurer le contrôle de 8 panneaux.

Côté stockage, Anker Solix a privilégié la durée de vie en ayant recours à des batteries LiFePO4. La batterie, garantie 10 ans, conserve 80 % de sa capacité initiale après 6 000 cycles. Enfin, son tarif se situe dans la moyenne haute du marché avec à 1 799 €. La commercialisation sera lancée le 29 avril sur la boutique en ligne de la marque.

Vue éclatée de la Solarbank 3 Pro / Image : Anker Solix.

L’optimisation grâce à l’IA, nouveau fer de lance des spécialistes du stockage

Mais la présentation de cette nouvelle batterie n’est pas la seule nouveauté du fabricant. Celui-ci a profité de l’occasion pour dévoiler Anker Intelligence, sa nouvelle intelligence artificielle prédictive. Selon le fabricant, celle-ci permettrait d’analyser une série de paramètres comme la météo, les habitudes de consommation de l’utilisateur ou encore la production des panneaux solaires. Cette analyse détaillée permettrait, sur le papier, d’optimiser les cycles de stockage, l’utilisation de la production excédentaire, ou encore de favoriser la charge de la batterie pendant les heures creuses. Cette technologie permettrait, par exemple, d’automatiser l’allumage du chauffe-eau ou la recharge d’un vélo électrique en cas de production photovoltaïque excédentaire.

D’ailleurs, Anker Solix n’est pas le seul à se lancer dans l’IA pour optimiser la gestion de la production d’électricité. Il y a quelques semaines, EcoFlow faisait peu ou prou la même annonce en début d’année. Du côté d’Ecoflow, l’IA prend la forme d’une application dénommée Oasis, qui a pour objectif de centraliser le contrôle des appareils électriques pour assurer une gestion en symbiose des différents équipements électriques.

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Dans les années à venir, le lithium restera-t-il une évidence pour stocker de l’énergie à la maison ? Si le stockage par air comprimé ne risque pas d’être utile pour nos smartphones, son utilisation à l’échelle du logement pourrait bien avoir du sens.

Le stockage par air comprimé va-t-il enfin connaître son heure de gloire ? Après avoir annoncé travailler sur une solution de stockage de l’électricité à moyenne échelle, le groupe d’ingénierie Segula Technologies s’attaque désormais au stockage d’électricité à l’échelle des logements avec le Remora Home, une solution pas plus grande qu’un chauffe-eau.

Sur le papier, l’utilisation de l’air comprimé pour stocker l’énergie excedente d’une installation solaire fait sens. En effet, la technologie, brevetée par Segula Technologies, de compression/décompression isotherme de l’air permettrait de stocker le surplus de production de panneaux solaires avec un rendement de 70 %, le tout avec une durée de vie de 30 ans. Selon le groupe, la solution Remora Home serait une solution « compacte, design, durable et connectée ». Elle se composerait de deux modules : le compresseur réversible, de la taille d’un chauffe-eau, pourrait être installé dans un garage ou une cave, tandis que les bouteilles d’air comprimé seraient stockées dans un module extérieur.

Les tests du Remora Home ont commencé dès janvier 2024, validant l’intérêt d’un module de stockage adapté à l’échelle d’un logement. Après une nouvelle année de tests, les premiers modèles pilotes devraient être installés fin 2026. Segula Technologies vise une commercialisation à partir de l’année 2028. Pour l’heure, aucune information sur la puissance ou la capacité du système n’a été fournie.

Une alternative plus durable aux batteries à lithium ?

Si la solution Remora Home tient ses promesses, elle pourrait devenir une alternative particulièrement intéressante aux batteries de stockage au lithium. Le stockage par air comprimé laisse espérer une durée de vie nettement plus longue que les solutions au lithium. Surtout, cette technologie émergente ne devrait pas partager les limites des solutions chimiques en matière de recyclage.

Reste désormais à savoir si cette solution parviendra à rivaliser avec les tarifs déjà très compétitifs des solutions lithium actuellement sur le marché. Rappelons d’ailleurs que si le stockage d’air comprimé affiche un rendement intéressant en comparaison à des technologies à grande échelle comme les STEP, les 70 % font pâle figure face aux plus de 95 % des systèmes de stockage au lithium pour utilisation domestique.

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Après une histoire récente marquée par les rachats et les interrogations, les Chantiers de l’Atlantique, situés à Saint-Nazaire, ont trouvé une stabilité nouvelle grâce à la multiplication des parcs éoliens offshore. 

Depuis 1975, impossible de confondre la silhouette de Saint-Nazaire avec une autre ville. En approchant, on découvre d’abord les deux pylônes rouges du plus long pont de France métropolitaine, avant de discerner des cheminées de navires à la place des immeubles d’habitation. Mais depuis quelques années, un autre type de structure se laisse désormais apercevoir : des sous-stations électriques de parcs éoliens offshore.

Les Chantiers de l’Atlantique ont pris, dès le début des années 2010, l’ambitieux virage de l’éolien. Le site de 150 hectares est considéré comme le n° 2 en Europe pour la construction de sous-stations. D’ailleurs, on peut y voir celle du futur parc Dieppe-Tréport, qui est en cours d’achèvement. L’édifice est colossal : imaginez une boîte métallique de 40 mètres par 30 mètres, et 20 mètres de haut pour un poids de 2500 tonnes. À l’intérieur, 1 200 km de câbles sont nécessaires pour centraliser l’électricité produite par les éoliennes, avant de l’envoyer vers la terre ferme. Au total, 600 personnes ont œuvré à la réalisation de cet édifice. Il s’agit de l’une des trois sous-stations identiques que les chantiers vont réaliser en seulement 16 mois.

Une filière d’avenir

Le rythme de construction des sous-stations n’est pas près de faiblir. Selon Frédéric Grizaud, directeur business et énergies marines des Chantiers, le chiffre d’affaires a doublé entre 2023 et 2024, et devrait en faire autant entre 2024 et 2025 pour atteindre 400 millions d’euros. Le carnet de commandes, lui, est plein jusqu’en 2031.

Pour pouvoir tenir la cadence, la capacité de production devrait même être doublée, notamment grâce à 100 millions d’euros d’investissement répartis sur les 10 prochaines années. Le site devrait notamment accueillir la plus grande alvéole de peinture d’Europe. D’ici 2028, plus de 1 000 personnes devraient travailler sur site. À partir de 2040, l’activité devrait se poursuivre grâce aux besoins progressifs de renouvellement des premiers parcs éoliens, installés depuis le début des années 2000.

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Décidément, la future programmation pluriannuelle de l’énergie, qui devrait passer par l’Assemblée Nationale d’ici quelques jours, n’a pas beaucoup de défenseurs. Cette fois, c’est l’Académie des Sciences qui souligne des incohérences dans le document. 

La future Programmation Pluriannuelle de l’Énergie continue de susciter les critiques. À quelques semaines d’un débat parlementaire sur la question, qui aura lieu le 28 avril prochain, c’est au tour de l’Académie des Sciences de donner son avis sur l’avenir de la production énergétique française. Ce n’est pas la première fois que l’organisation trois fois centenaire pointe du doigt les incohérences du document. Fin 2024, l’Académie des Sciences avait déjà publié un avis, qui n’avait pas été considéré.

Parmi les contradictions relevées, on peut citer la prévision de consommation d’énergie finale pour 2035. Annoncée à 1 100 TWh à la page 11 du document, elle passe à 1 302 TWh quelques paragraphes plus loin. De la même manière, les prévisions de consommation d’électricité oscillent à plusieurs reprises entre 429 TWh et 600 TWh. Cet écart est équivalent à la production annuelle de huit centrales comme celle du Bugey !

Adapter le déploiement des énergies renouvelables à l’électrification des usages

L’Académie des Sciences a également évoqué le problème du déploiement massif d’énergies renouvelables, dont la production pourrait passer de 73 TWh en 2023 à plus de 250 TWh en 2035. De fait, la production électrique française deviendrait largement excédentaire, à moins d’une électrification massive des usages en moins de 10 ans. Cette électrification, jugée comme acquise dans la PPE3, semble décorrélée de la réalité qui montre plutôt une tendance baissière de la consommation électrique française. En parallèle, l’objectif de 40 % d’énergies renouvelables dans le mix électrique pourrait entraîner un manque de flexibilité, et une volatilité accrue des prix.

Dans ce contexte, l’Académie des Sciences plaide plutôt pour maintenir un socle de production électrique grâce au parc nucléaire et un déploiement des énergies renouvelables dicté par les besoins réels.

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Un village des Hauts-de-France s’est mué en véritable communauté énergétique, partageant sa production solaire pour en faire baisser le prix. Presque inédit en France, ce mécanisme pourrait donner des idées à d’autres communes françaises. 

Bienvenue à Montigny-en-Arrouaise, un petit village de l’Aisne qui a la particularité d’être précurseur en matière d’autoconsommation collective. Sous l’impulsion de son maire, le village a mis en place un système qui permet de mettre en commun la production d’énergie photovoltaïque locale pour la redistribuer à ses quelque 317 habitants. Au cœur de cette communauté énergétique, on retrouve d’abord cinq bâtiments communaux équipés d’installations photovoltaïques, pour un montant d’investissement de 150 000€, financés à 80 % par l’État et la région Hauts-de-France. L’électricité produite permet d’alimenter les bâtiments communaux. Le surplus est distribué gratuitement aux membres de la communauté, et permet le fonctionnement gratuit de deux bornes de recharge de voitures électriques.

Ce système d’autoconsommation collective ne s’arrête pas là. Les membres de l’association, qui possèdent une installation photovoltaïque, revendent également leur électricité à la communauté à moitié prix, ce qui permet une utilisation locale, et à un prix plus intéressant. De 10 membres à son lancement, fin 2023, la communauté est passée à 45 consommateurs, et compte 83 kWc de panneaux solaires répartis sur les toits de 5 bâtiments communaux et 12 maisons de particuliers.

Un système rendu possible par la startup française SWEEN

Ce fonctionnement est rendu possible grâce à la startup à mission SWEEN. Celle-ci, basée à Montpellier, s’est spécialisée dans l’autoconsommation collective, tant pour son dimensionnement que sa gestion opérationnelle. Pour cela, elle déploie un écosystème intelligent permettant l’optimisation et le pilotage de communautés énergétiques. Cet écosystème repose notamment sur des équipements de communication appairés au compteur Linky. Parmi ces équipements, SWEEN a récemment dévoilé le TeeKY by Pilotic. Cet émetteur radio Linky (ERL) s’intègre aux infrastructures existantes sans Wi-Fi, ni appairage ou configuration. Sa portée est illimitée, et permet une vision en temps réel des données énergétiques du réseau.

Cela permet notamment aux membres de la communauté énergétique d’avoir une vision en temps réel de l’électricité disponible grâce à une application dédiée, et ainsi d’adapter leurs habitudes de consommation pour utiliser au maximum l’énergie produite localement.

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L’université de Potsdam, en Allemagne, vient de mettre au point des cellules solaires à base de poussière de Lune. À première vue anodine, cette découverte pourrait jouer un rôle important dans l’exploration spatiale et faciliter l’implantation de bases pérennes sur notre satellite.

Les équipes de Felix Lang, de l’université de Potsdam, sont parvenus à mettre au point une cellule photovoltaïque un peu particulière, en partie composée de cette poussière qui recouvre la Lune : le régolithe lunaire. L’objectif de cette recherche ? Être capable de fabriquer des panneaux solaires sur la Lune pour faciliter une potentielle installation sur place. Pour simuler une fabrication sur la Lune, les chercheurs ont fait fondre une version synthétique de ce régolithe lunaire sans le purifier, et l’ont associé à du perovskite, un matériau déjà utilisé sur Terre pour fabriquer des cellules photovoltaïques.

Un rendement très faible mais des panneaux plus légers

Le rendement relativement faible obtenu, proche des 12 %, s’explique par le manque de transparence du régolithe fondu. Malgré ce rendement, l’intérêt de cette découverte est grand. Les panneaux solaires actuellement utilisés dans le domaine spatial affichent des rendements très élevés (30 % à 40 %), mais sont très lourds. Ils représentent ainsi une très grande part du poids de lancement des satellites mis en orbite. De plus, ces panneaux solaires sont relativement fragiles.

Selon Félix Lang, la fabrication de panneaux solaires directement sur la Lune permettrait de faire baisser le poids de chargement des vaisseaux spatiaux de 99,4 % ! En outre, les panneaux créés à partir de régolithe auraient une plus grande tolérance aux irradiations des protons à haute énergie que l’on retrouve dans l’espace.

Une application encore lointaine

Malgré ce potentiel très intéressant, la route est encore très longue avant que l’on retrouve le pendant lunaire de la future gigafactory française Carbon. Si, toujours selon Félix Lang, il serait possible de faire fondre la poussière lunaire grâce à de vastes miroirs courbés, de nombreuses questions restent en suspens comme l’influence d’une gravité plus faible lors de la fabrication des cellules, ou encore la résistance de ces dernières aux grands écarts de température qui règnent sur la Lune.

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À l’aube de la publication de la nouvelle programmation pluriannuelle de l’énergie, une question anime les débats : les objectifs de déploiement d’éolien et de solaire sont-ils trop élevés ? Pourtant, la vraie question à se poser ne serait-elle pas : les objectifs d’électrification des usages sont-ils suffisants ?

Tandis que la production d’électricité s’est envolée en 2024, bien aidée par la forme olympique du parc nucléaire et des centrales hydroélectriques, la consommation électrique française, elle, reste stable depuis plusieurs années. De ce fait, la France a produit 90 TWh de plus qu’elle n’en a consommé.

Dans ce contexte, nombreux sont les observateurs qui s’inquiètent des objectifs toujours plus grands de déploiement des énergies renouvelables, notamment à travers l’éolien et le solaire. Et pour cause, une production d’électricité, certes décarbonée, décorrélée des besoins réels, pourrait avoir des effets négatifs avec de fortes hausses de prix. Parmi ces observateurs, Vincent Berger, haut commissaire à l’énergie atomique, a indiqué qu’il fallait ralentir sur le déploiement du renouvelable pour éviter cette trop grande différence entre production et consommation.

Ces inquiétudes se concentrent actuellement autour de l’imminente publication de la PPE3 (Programmation pluriannuelle de l’énergie) qui doit fixer les objectifs en matière de production et de consommation d’énergie pour les dix prochaines années. De nombreux acteurs de la vie politique dénoncent une trajectoire pas en accord avec la réalité du pays. Si le texte devait faire l’objet d’un simple décret, et donc éviter un passage par la case Assemblée Nationale, il fera finalement l’objet d’un débat parlementaire sans vote à la fin du mois d’avril.

Sans consommation, la production électrique n’est rien

Néanmoins, les objectifs de déploiement en matière d’éolien ou de solaire sont-ils les véritables problèmes de la politique énergétique française ? Si on parle souvent du faible impact carbone du mix électrique français, il faut rappeler que celui-ci ne compte que pour 25 % de l’énergie totale consommée en France. Le mix énergétique de la France est encore largement dominé par les énergies fossiles, qui comptent pour 63 % de l’énergie finale en 2022.

L’électrification progressive des usages constitue le meilleur espoir d’atteindre la neutralité carbone à l’horizon 2050. Pour cela, le déploiement massif des énergies renouvelables est effectivement indispensable. En revanche, il n’a de sens que s’il est accompagné d’une solide politique de transition énergétique, intégrant notamment le développement du réseau électrique et du stockage d’énergie à grande ampleur.

Or, la consommation électrique française, en baisse quasi constante depuis la crise du COVID, ne montre pas de signe d’électrification des usages. La réussite de la transition énergétique française tiendra donc à la métamorphose de plusieurs secteurs particulièrement émetteurs de CO2. Parmi ces secteurs, on peut citer le transport, responsable de 123 millions de tonnes de CO2 par an dans l’hexagone, mais également l’industrie (41 Mt CO2/an) ou encore le secteur résidentiel et en particulier le chauffage (33 Mt CO2/an).

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Elle devrait afficher la même puissance que notre fleuron national : la station de transfert d’énergie par pompage-turbinage (STEP) de Grand’Maison. La future station de pompage-turbinage du Loch Earba, dont le permis de construire vient d’être approuvé, devrait jouer un grand rôle pour le réseau électrique du Royaume-Uni qui souffre de perturbations fréquentes.

Elle pourra alimenter 1,4 million de foyers écossais pendant 22 heures à pleine puissance. La future plus grande STEP du Royaume-Uni vient de faire un pas de plus vers sa mise en service, avec l’obtention du permis de construire. Cette station de pompage-turbinage, qui sera implantée au Loch Earba, affichera une puissance de 1,8 GW pour une capacité de stockage de 40 GWh. Au total, elle devrait demander 6 à 7 ans de travaux et nécessiter la création de 500 emplois.

Désormais, les entreprises Gilkes Energy et SSE Renewables ont la lourde tâche de trouver les financements nécessaires à la mise en œuvre du projet. Pour faciliter cette démarche, les deux entreprises ont recours au Cap and floor, un mécanisme financier mis en place par le gouvernement britannique, et dédié au stockage d’électricité de longue durée. Ce système garantit aux porteurs de projet un revenu minimal et limite le revenu maximal afin de les protéger des fortes fluctuations du marché de l’électricité.

Le stockage d’électricité, élément incontournable d’un réseau électrique déséquilibré

Cette STEP pourrait ne pas être la seule, car le Royaume-Uni cherche à fortement développer ses capacités de stockage d’énergie. Avec le développement massif des parcs éoliens offshore au large de l’Écosse, le réseau électrique se retrouve fortement déséquilibré, avec une grande part de la production au nord du pays et la majorité de la consommation au sud. L’Écosse possède, en effet, 17,8 GW de capacité de production installée pour des besoins limités à 4 GW du fait de ses 5,4 millions d’habitants.  Du fait de cette situation, le réseau atteint parfois ses limites, notamment à cause de certaines portions sous-dimensionnées du réseau électrique entre l’Écosse et l’Angleterre. Ainsi, les éoliennes doivent être bridées tandis que des centrales à gaz sont allumées dans le sud du pays.

Le développement de moyens de stockage, que ce soit grâce à des batteries ou des STEP, permettrait de limiter ce phénomène en redistribuant la production électrique de manière plus homogène.

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Entre capacité élevée, installation facile, et prix raisonnable, la nouvelle batterie du fabricant Nature’s Generators, dont la commercialisation est imminente, pourrait bien devenir un best-seller. À condition qu’elle arrive en Europe ! Pour l’instant réservée au marché américain, elle illustre un marché des batteries domestiques en pleine explosion.

A priori, la batterie MyGrid 10K, de chez Nature’s Generator, a de quoi séduire. Au programme, on retrouve près de 10,5 kWh de capacité et un système plug-and-play qui facilite son installation. Elle est capable de délivrer une puissance de 10 kW grâce à son onduleur dédié, et peut être couplée à une installation solaire pouvant atteindre 12 kWc de puissance.

Outre sa facilité d’installation, la batterie se distingue par le choix de la technologie LiFePO4, qui autorise jusqu’à 6 000 cycles de chargement et déchargement. Elle peut être connectée à un réseau ou fonctionner de manière autonome.

Toujours pas pour la France ?

Cependant, malgré un tarif attractif de 5 999,99 $ (5 283 € au cours actuel) pour 10,5 kWh de stockage, elle ne devrait pas arriver sur le sol français, et ne fonctionne qu’avec une fréquence de 60 Hz. D’ailleurs, ce Nature’s Generator ne serait pas le premier fabricant de systèmes de stockage résidentiels à snober la France, qui représente un tout petit marché. Et pour cause, seul 2 % des maisons de l’Hexagone sont équipées de centrales solaires avec batteries, la faute à un tarif de l’électricité relativement peu élevé.

La situation pourrait tout de même changer dans les années à venir, à mesure que les systèmes de stockage deviennent de plus en plus abordables. Pour l’instant, à part Nature’s Generator, personne ne parvient à faire mieux que Tesla et son Powerwall 3 à 7 400 € en Italie pour 13,5 kWh. Mais le marché se développe de jour en jour, avec les propositions de Enphase (5 kWh pour 3 800 €), Anker Solix et ses 2,688 kWh pour 1799 € ou encore Hoymiles avec sa batterie plug-and-play de 2,2 kWh disponible à seulement 900 € !

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Le futur mastodonte français de la production de panneaux solaires se concrétise de plus en plus. La future usine, qui devrait être implantée à Fos-sur-Mer, vient d’obtenir toutes les autorisations nécessaires au démarrage des travaux. 

Les choses sérieuses vont pouvoir commencer, du côté de Fos-sur-Mer. Les autorités viennent de délivrer le permis de construire et les autorisations environnementales de ce qui devrait devenir l’une des plus grandes usines de production de panneaux photovoltaïques d’Europe. Cette étape marque ainsi le début des phases de construction du projet. Désormais, il va falloir s’atteler à l’aménagement des 45 hectares du site, ainsi qu’au démarrage des travaux qui devrait avoir lieu entre 2025 et 2026. Si tout se passe comme prévu, les lignes de production devraient sortir leurs premiers panneaux d’ici la fin 2027.

Les gigafactory, seul moyen de concurrencer la production photovoltaïque chinoise ?

Sur les dernières années, le secteur français du photovoltaïque affichait une santé plus que morose. Les fabricants historiques comme Photowatt, Systovi ont dû mettre la clé sous la porte, faute de pouvoir rivaliser avec les prix pratiqués par l’industrie chinoise. Même l’Allemagne est concernée, puisque SolarWatt a dû fermer son usine de Dresde.

Pour rivaliser avec les standards chinois de production, la solution semble être la création de vastes usines, permettant ainsi des économies d’échelle. Outre la société Carbon et son site de Fos-sur-Mer, c’est la même direction qui est prise par HoloSolis, en Moselle. L’entreprise vient, elle aussi, d’obtenir le permis de construire et les autorisations environnementales pour la création d’une usine capable de produire 10 millions de panneaux solaires par an. Celle-ci devrait sortir de terre en 2026, et employer 1 900 salariés.

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Dans un contexte de hausse permanente des besoins énergétiques, et face aux difficultés inhérentes au développement massif des énergies renouvelables, l’idée paraît de moins en moins farfelue.

Ce serait un virage historique pour l’Allemagne. Suite à la catastrophe de Fukushima, le pays avait décidé de tourner le dos au nucléaire, et de se concentrer sur le déploiement massif de moyens de production d’énergie renouvelables. Si le pari a été tenu avec la fermeture des 6 derniers réacteurs allemands en 2023, et des records de production d’électricité renouvelable, la situation n’est pas parfaite pour autant. Le pays souffre, en effet, d’un prix de l’énergie en forte hausse, et a du mal à tenir ses engagements écologiques. En parallèle, le pays est obligé d’importer de grandes quantités d’électricité de la France et de la Pologne.

C’est dans ce contexte que l’idée d’une relance du nucléaire a fait son chemin, en particulier à droite de l’échiquier politique allemand. Friedrich Merz, le nouveau chancelier, a évoqué la possibilité de stopper le démantèlement des centrales existantes pour les remettre en service, ou encore la potentielle création de nouvelles centrales.

Est-il trop tard pour relancer les réacteurs arrêtés en 2023 ?

Le redémarrage des six réacteurs arrêtés il y a deux ans est loin d’être une formalité. En effet, le processus de démantèlement a déjà été largement entamé. Néanmoins, certains acteurs du nucléaire comme Framatome ou Westinghouse auraient déclaré qu’un redémarrage avant 2030 était envisageable. Le directeur de la filiale allemande de Framatome a indiqué que la production d’électricité nucléaire était une solution idéale pour réduire les émissions de CO2 à court terme, et renforcer la compétitivité de l’économie grâce à des coûts d’électricité contrôlés. Le redémarrage des 6 réacteurs permettrait, en effet, d’empêcher l’émission de 65 millions de tonnes de CO2 par an, actuellement émises par des centrales à charbon.

En revanche, les exploitants, eux, se montrent réticents à cause d’un climat particulièrement instable en ce qui concerne le nucléaire. Difficile, dans ces conditions, de mener à bien des projets d’une aussi grande ampleur.

La piste des SMR et de la fusion

Il y aurait ainsi plus de chance que le come-back du nucléaire dans le mix énergétique allemand se fasse par le biais des petits réacteurs nucléaires modulaires. Si l’idée est encore très floue, le gouvernement allemand réfléchirait à la possibilité de construire des SMR. Un partenariat avec la France aurait également été évoqué.

Dans une vision encore plus lointaine, l’Allemagne est également un des principaux moteurs européens et même mondiaux en matière d’énergie de fusion. Avec son programme Fusion 2040, le pays espère même accueillir le premier réacteur à fusion nucléaire du monde. Près d’un milliard d’euros de subventions sont prévues à ce sujet d’ici 2028.

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Le photovoltaïque a connu un bond spectaculaire depuis quelques années, en particulier en Europe. La raison ? Des prix en baisse, et des subventions massives. Mais pendant combien de temps cette dynamique va-t-elle se maintenir ?

Si, en matière de photovoltaïque, la Chine fait la course seule en tête, l’Europe se place en seconde position avec presque 300 GW installés en 2023. Au début des années 2000, le Vieux Continent avait joué les précurseurs, mais le prix élevé des installations avait fini par freiner cette dynamique. Plus récemment, le conflit ukrainien est venu donner un deuxième souffle au déploiement de l’énergie solaire en Europe. En conséquence, sa puissance installée a quasiment doublé en l’espace de trois ans seulement !

Des subventions massives à l’échelle européenne

Cette hausse spectaculaire est le fruit d’une baisse mondiale du coût d’installation des centrales photovoltaïques, passant de plus de 5 000 $/kW à moins de 1 000 $/kW. Malgré cette baisse significative, l’installation d’équipements photovoltaïques à l’échelle d’un ménage reste un investissement important, souvent hors d’atteinte pour les foyers modestes.

Pour pallier cette situation, chaque pays européen a mis en place des aides financières permettant de faciliter l’accès à la production photovoltaïque. Parmi ces aides, on peut citer la réduction de la TVA pour 9 pays. D’autres pays ont développé des politiques d’aides très avantageuses. La Hongrie, par exemple, propose de prendre en charge jusqu’à deux tiers des coûts d’installation à condition que le système installé comprenne un système de stockage de l’énergie produite. En Suède, le soutien financier de l’État ne dépasse pas les 20 %, mais inclut des formalités administratives facilitées.  Enfin, l’Espagne fait partie des pays les plus généreux de l’Europe en la matière malgré des délais de traitement des dossiers particulièrement longs.

Un avenir plus incertain

Cette politique de subvention massive, qui inclut également des avantages fiscaux, ou encore des prêts bancaires à faible taux, a porté ses fruits : la plupart des pays européens devraient atteindre leurs objectifs de capacité de production installée pour 2030. Nombre d’entre eux pourraient même dépasser leur objectif.

Après une période particulièrement faste, les années à venir pourraient s’avérer moins radieuses. En effet, de nombreux programmes de subventions devraient prendre fin dans les années à venir, et les potentiels programmes de subventions pour les années à venir restent encore flous, à l’image de la France. En parallèle, l’accroissement constant des capacités de production d’énergie photovoltaïque va demander une lourde adaptation du réseau électrique européen, ou des systèmes de stockage d’énergie permettant l’utilisation locale de l’énergie produite, pour éviter les délestages.

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C’est peut-être la fin d’un long feuilleton entre EDF Renouvelables, Renner Energies et les habitants de cette région venteuse des Ardennes. La cour administrative de Nancy vient d’annuler la construction du plus grand parc éolien de France, pour cause de nuisance visuelle. 

Il avait les mensurations d’un parc éolien offshore : 63 éoliennes de 200 mètres de haut pour une puissance totale de 226 MW. Le parc du « Mont des Quatre Faux », porté par Renner Energie et EDF Renouvelables, devait être installé dans les Ardennes, et produire l’équivalent de la consommation électrique de 249 000 habitants. Mais ce vaste projet, initié dès 2005, a fait l’objet de nombreuses contestations locales, principalement à cause de l’impact visuel très important du site pour les communes alentour.

Après une bataille juridique de plusieurs années, la cour administrative d’appel de Nancy vient finalement de donner raison aux riverains et associations opposées au projet, indiquant que le projet « génère ainsi de fortes visibilités en raison du nombre important d’éoliennes dans un rayon de 10 km déjà autorisées dans le secteur ». Toujours selon la cour administrative, les seuils d’alerte admis pour apprécier le phénomène de saturation visuelle sont largement dépassés pour 5 communes à proximité directe du parc. Du fait de la géographie particulière du site, ni le relief ni la végétation ne viennent atténuer les effets d’encerclement et de saturation visuelle pour les habitants.

Retombées économiques vs nuisances visuelles

La décision de la cour administrative de Nancy devrait soulager un grand nombre de riverains, mais ne fera pas que des heureux. À l’issue du verdict, le maire de Cauroy a ainsi dénoncé, auprès du média Le Figaro, « 20 ans de travail balayé » du fait d’une minorité d’opposants.

Et pour cause, l’implantation d’un tel parc a également de nombreux soutiens, notamment grâce à la perspective de retombées économiques très favorables pour les communes et entreprises locales. Les travaux du projet du « Mont des Quatre Faux » devaient générer 60 millions d’euros de chiffre d’affaires pour les entreprises locales. De plus, l’exploitation du site nécessitait la création d’une dizaine d’emplois. Les communes auraient également dû profiter de retombées fiscales très intéressantes, à hauteur de 2,2 millions d’euros par an.

La bataille n’est peut-être pas totalement terminée. EDF Renouvelable a encore deux mois pour demander un recours en cassation auprès du Conseil d’État.

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Dans la course au stockage d’énergie par air comprimé, le français Segula Technologies joue la carte de la modularité pour s’adapter aux besoins des industries. Un pari intéressant pour permettre l’optimisation des énergies renouvelables locales.

Les potentielles applications du stockage d’énergie par air comprimé se dessinent peu à peu. La technologie, communément appelée Compressed Air Energy Storage (CAES), a longtemps été envisagée comme solution pour stocker l’énergie. Néanmoins, jusqu’à présent, les systèmes classiques ne présentaient pas un rendement suffisamment élevé pour être intéressants. En effet, du fait de pertes de chaleur lors de la compression, le rendement dépassait difficilement les 50 %.

La situation pourrait changer. Le groupe français d’ingénierie Segula Technologies a développé Remora, une technologie de stockage par air comprimé qui repose sur un système de compression isotherme. D’abord développée pour l’éolien offshore, cette technologie pourrait arriver sur la terre ferme par le biais de Remora Stack, une sorte de batterie à air comprimé qui prend la forme d’un conteneur de 12 mètres de long.

Selon Segula, grâce à ce système de compression isotherme, le rendement total atteindrait 70 %. Avec cette technologie, la puissance de stockage est déterminée par la taille du compresseur, et la capacité de stockage est déterminée par le volume d’air comprimé. Pour l’heure, grâce à un financement du projet européen AIR4NRG, deux projets pilotes devraient être déployés en Espagne d’ici 2026, d’une puissance de 200 kW chacun. La capacité de stockage d’un seul conteneur atteint 1 mégawattheure (MWh). L’industrialisation de la technologie est espérée pour 2028-2029.

Une technologie adaptée à de nombreux usages

À l’origine, Segula a développé cette technologie pour permettre l’optimisation de la production de parcs éoliens offshore. D’ailleurs, d’autres projets de stockage d’énergie à l’échelle du réseau sont en cours de développement, notamment en Californie. Mais avec le Remora Stack, le groupe français vise plutôt un déploiement sur des sites industriels, des écoquartiers ou encore des infrastructures publiques grâce à un format compact, particulièrement adapté à ce type d’usage. La technologie se veut à la fois fiable et modulable. Elle pourrait donc facilement être adaptée aux besoins évolutifs d’un site industriel.

Avec sa technologie, Segula est allé encore plus loin et a imaginé cette même technologie adaptée aux particuliers. Celle-ci prendrait la forme – et la taille – d’un ballon d’eau chaude. Elle permettrait de stocker l’énergie produite par des panneaux photovoltaïques grâce à une technologie qui ne nécessite ni terre rare, ni lithium.

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Enjeu fondamental de la transition énergétique, le recyclage des batteries vient peut-être de franchir une étape très importante. Des chercheurs chinois ont, en effet, réussi à recycler le lithium de batteries sans utiliser d’acide, ni utiliser de grandes quantités d’énergie.

Composantes essentielles de notre quotidien, les batteries lithium-ion ont un défaut : leur recyclage peut être complexe et énergivore, et impliquer des impacts environnementaux notables selon les procédés mis en place. Mais ce constat pourrait bientôt changer. Des chercheurs de l’Université centrale du sud à Changsha, de l’Université normale de Guizhou et du Centre national de recherche en ingénierie des matériaux de stockage d’énergie avancés, ont réussi à développer une solution de recyclage plus efficace et plus durable. Celle-ci repose sur l’utilisation d’une solution liquide contenant du fer, du sel, de l’oxalate de sodium et surtout de la glycine. Ce liquide, au contact de la batterie, a la particularité de décomposer la batterie. Les particules métalliques se retrouvent ainsi dissoutes dans la solution.

Les résultats obtenus par cette nouvelle technique sont particulièrement prometteurs. En moins de 15 minutes, le processus aurait permis de récupérer 99,99 % du lithium, 96,80 % du nickel, 92,35 % du cobalt et 90,59 % du manganèse. Outre ces performances, cette solution a l’avantage d’être neutre. De plus, une fois l’extraction finie, la glycine n’est pas considérée comme un déchet, mais comme une ressource. En effet, riche, en azote, elle peut être utilisée comme engrais.

La difficile optimisation du recyclage des batteries

À l’heure actuelle, le processus de recyclage repose principalement sur l’hydrométallurgie, qui consiste à dissoudre les métaux contenus dans les batteries pour les récupérer. Cette technique nécessite d’utiliser des acides forts comme l’acide sulfurique, l’acide chlorhydrique ou l’acide nitrique. Selon les procédés habituels, l’hydrométallurgie permet de récupérer de 50 % à 80 % du lithium d’une batterie. De plus, les acides utilisés sont délicats à gérer, et représentent un danger pour l’environnement.

Plus récemment, une autre technique de recyclage a fait parler d’elle : le Flash Joule Heating. Ce procédé, mis au point par l’Université de Rice, au Texas, permettrait d’atteindre jusqu’à 98 % des matériaux usagés. Néanmoins, son principe de fonctionnement nécessite une très grande montée en température (plus de 3 000 °C), nécessitant une importante dépense d’énergie.

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Rien n’est encore gagné, pour la transition énergétique. Malgré des chiffres records en matière de production d’énergie renouvelable, le pétrole reste le mètre étalon mondial, en matière d’énergie. 

Comme tous les mois, l’Agence internationale de l’énergie vient de publier son rapport sur le marché pétrolier pour février 2025. Riche en enseignements, ce rapport témoigne du déséquilibre qui semble se créer entre l’offre et la demande de pétrole sur l’année 2025.

Ce rapport montre que la baisse du recours aux énergies fossiles n’est pas encore d’actualité. En effet, l’année 2025 devrait être marquée par une hausse des besoins en pétrole estimée à 1,1 million de barils par jour (mbpj). Cette hausse est principalement liée aux besoins grandissants de la Chine, en particulier pour son industrie pétrochimique. La consommation totale devrait donc atteindre 103,9 millions de barils par jour. Cette situation dans le secteur pétrolier ne fait que confirmer les observations faites au sujet de la consommation de gaz : le monde n’est pas encore prêt à se défaire des énergies fossiles.

Réelle décroissance des besoins, ou situation macroéconomique complexe ?

Néanmoins, il est intéressant de noter que l’offre mondiale devrait augmenter d’autant plus, et surpasser la demande de pétrole à hauteur de 600 000 bpj. Cette différence entre offre et demande pourrait même atteindre 1 million de bp/j si l’Opep+ (Organisation des pays exportateurs de pétrole et ses alliés) prolonge la hausse de production au-delà du mois d’avril. Parmi ces pays, on peut citer le Kazakhstan qui dépasse ses objectifs de production fixés par l’Opep+, Il en va de même pour l’Iran et le Venezuela qui ont augmenté leur production en prévision de potentielles futures restrictions. Hors Opep+, de nombreux pays produisent également à des niveaux records avec les États-Unis en tête.

Malgré le développement massif des énergies renouvelables à travers le monde, le constat est sans appel : le pétrole reste le facteur décisif d’une économie mondiale tourmentée, et la source de tensions grandissantes entre les puissances économiques actuelles. Les États-Unis, moteurs de cette situation, viennent de menacer d’une hausse de 25 % des droits de douane tout pays qui achèterait du pétrole au Venezuela.

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Parfois qualifiées « d’émirats municipaux », les communes accueillant les centrales nucléaires françaises sont généralement très bien loties. Cette situation devrait perdurer avec le programme de relance du nucléaire qui prévoit la construction de 6 EPR2. 

Si le financement définitif des deux EPR2 de Penly n’a pas encore été validé, les travaux préparatoires, eux, ont bel et bien commencé. Sur le site de la centrale, les équipes d’Eiffage Génie Civil s’affairent autour de l’emplacement des deux futurs réacteurs dans le but de préparer la plateforme, et de renforcer la digue existante. Mais il n’y a pas que sur le site de la centrale que les projets de travaux s’accumulent.

Les chiffres sont impressionnants : on prévoit près de 9 000 places de parking supplémentaires, 6 000 nouveaux logements, et un nouvel hôpital de 45 millions d’euros, qu’EDF a aidé à financer. L’impact du chantier des 2 EPR2 va jusqu’à Dieppe, où le service des urgences devrait être agrandi, et la gare modernisée. Au Tréport, la municipalité a même racheté un camping à la ferme pour accueillir des ouvriers du chantier, et ainsi éviter l’engorgement des campings municipaux.

Des communes abreuvées d’emplois

Ce branle-bas de combat général est loin d’être anecdotique pour Petit-Caux, la nouvelle commune qui englobe 18 communes réparties autour de la centrale. Au plus fort de l’activité, ce sont près de 8 000 salariés qui sont attendus sur le chantier, soit presque autant que toute la population de la commune. Dans bien des cas, les salariés devraient d’ailleurs venir avec leur famille, augmentant d’autant plus les besoins des collectivités locales.

Même pendant la phase d’exploitation, à partir de 2038 si tout va bien, ce sont plus de 3 000 personnes qui devraient continuer de travailler sur le site. De ce fait, les capacités de toutes les infrastructures publiques vont devoir être revues à la hausse : écoles, lycées, équipements sportifs, etc.

Centres aquatiques, festivals et coquetteries

Heureusement, les communes qui accueillent des centrales nucléaires bénéficient historiquement d’une situation économique (très) favorable. Dès le début du programme nucléaire, dans les années 1960, EDF a privilégié l’installation des centrales dans de petites communes rurales, à quelques exceptions près. Comme l’explique ce dossier, réalisé par Géoconfluences, en décembre 2017, ces petites communes ont pu profiter de taxes foncières sur bâti et non bâti dont le montant repose sur la valeur des biens présents dans les centrales.

Comprenez qu’EDF verse des taxes très élevées à des communes comptant peu d’administrés. Ces retombées fiscales ont permis à ces communes de réaliser des travaux d’embellissement, et bien plus encore. Le village de Belleville-sur-Loire, par exemple, qui accueille la Centrale de Belleville, a procédé à l’enfouissement de l’ensemble des réseaux électriques et téléphoniques de la commune. Du fait de ces budgets municipaux très élevés, les communes en question ont pu multiplier les investissements dans des infrastructures de loisir particulièrement inhabituelles compte tenu de leur nombre d’habitants.

Par exemple, les villages d’Avoine (1 900 habitants), Golfech (1 000 habitants) ou Dampierre-en-Burly (1 400 habitants) possèdent tous les trois des piscines, voire même des centres aquatiques ! Certaines de ces communes ont même organisé des festivals à portée internationale, à l’image de Belleville-sur-Loire avec Val en Jazz ou Avoine avec Avoine Zone Groove.

Une pluie d’avantages pour les habitants

Pour les habitants, les avantages ne s’arrêtent pas là. Avant qu’elle soit supprimée, la taxe d’habitation était également très avantageuse dans les communes concernées. À Avoine, en 2016, elle était affichée à seulement 0,10 % contre 12 % de moyenne pour les autres communes similaires du département. Enfin, d’autres services ont pu être déployés comme à Chooz. Dans le petit village de 800 habitants, chaque foyer est gratuitement équipé de la fibre optique, et d’un décodeur donnant accès au bouquet de chaînes de Canalsat.

Du fait de cette situation financière exceptionnelle, on comprendra donc pourquoi les habitants des communes accueillant des centrales nucléaires sont généralement favorable à la présence de la centrale. Le débat autour de la potentielle fermeture de Fessenheim, en 2012, en est l’exemple parfait. Les communes ayant affiché un soutien au maintien de la centrale étaient toutes situées à proximité directe du site, tandis que le reste du département appelaient globalement à la fermeture du site.

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C’est avec une certaine fierté que l’Inde vient d’annoncer avoir franchi la barre symbolique du milliard de tonne de charbon produit en une année. Cette annonce remet en perspective l’état de la transition énergétique à l’échelle mondiale. 

C’est par le biais d’un post sur le réseau social X (ex-Twitter) que le ministère indien du charbon a annoncé avoir franchi le cap des 1 milliard de tonne de charbon produit en une année. En passant ce cap, l’Inde conforte sa position de deuxième producteur mondial de charbon avec un part de 9,3 %. D’un point de vue européen, l’annonce a de quoi surprendre.

Si le gaz et le pétrole sont encore massivement utilisés, le charbon, lui, est clairement sur la pente descendante en raison de ses effets environnementaux et sanitaires. En France, il ne reste plus que deux centrales à charbon encore utilisées, et le Royaume-Uni s’apprête à fermer son unique centrale utilisant ce type d’énergie. Même l’Allemagne, dont la production d’énergie repose encore massivement sur le charbon et le lignite (21,3 % du mix électrique), ne cesse de fermer des centrales.

𝐇𝐢𝐬𝐭𝐨𝐫𝐢𝐜 𝐌𝐢𝐥𝐞𝐬𝐭𝐨𝐧𝐞! 🇮🇳

India has crossed a monumental 1 BILLION TONNES of coal production!

With cutting-edge technologies and efficient methods, we’ve not only increased production but also ensured sustainable and responsible mining. This achievement will fuel… pic.twitter.com/KRGOBQ1SA7

— G Kishan Reddy (@kishanreddybjp) March 21, 2025

1,5 milliard de tonnes de charbon d’ici 2030

L’Inde et la Chine sont donc dans une toute autre dynamique que l’Europe en matière de charbon. En 2023, l’Inde a consommé plus de charbon que toute l’Europe et les Amériques réunies, du fait d’un mix électrique reposant à 72 % sur cette énergie. D’ailleurs, poussée par les deux pays, la consommation mondiale de charbon a augmenté de 10 % sur les 10 dernières années.

Le recours massif au charbon de l’Inde s’explique en partie par sa très grande densité de population. S’il se place au troisième rang mondial en termes de consommation d’électricité, sa consommation par habitant ne représente que 20 % de celle de la France. Mais le pays doit fournir de l’électricité à plus d’1,4 milliard de personnes, soit le double de la population européenne. Dans ce contexte, le charbon, dont le pays possède de grandes quantités, constitue un moyen rapide et efficace de produire de l’électricité, tout en assurant une forme de souveraineté énergétique. Le pays compte continuer d’exploiter massivement ses réserves, estimées à 122 milliards de tonnes, et atteindre une cadence de 1,5 milliard de tonnes produit par an d’ici 2030.

L’Inde investit également dans les énergies bas-carbone

En parallèle, le pays mise aussi sur l’avenir avec les énergies renouvelables, en mettant en œuvre parmi les plus grandes centrales photovoltaïques et éoliennes du monde. Enfin, le pays compte également accélérer sur le nucléaire et vise les 100 GW installés d’ici 2047. Ces objectifs restent insuffisants pour compenser les plus de 237 GW de centrales à charbon en activité dans le pays.

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EDF est prié de revoir sa copie, concernant le destin de la centrale de Cordemais. Quelques mois après l’annonce de la fin d’un projet de conversion à la biomasse, le Sénat demande que l’activité de production ou de stockage d’électricité soit maintenu après la fermeture de la centrale. 

Que va devenir la centrale électrique de Cordemais ? Une chose est sûre : à partir de 2027, elle ne produira plus d’électricité à partir de charbon. Mais au-delà, rien n’est encore décidé. Il y a bien eu le projet Ecocombust 2, qui devait permettre la reconversion de l’une des deux dernières centrales à charbon du pays à la biomasse. Mais en fin d’année 2024, EDF a finalement décidé d’abandonner le projet, par crainte d’un manque de rentabilité.

L’électricien français a bien une idée en tête, et souhaite transformer le site en usine de production de tuyaux pour les EPR2. Le site pourrait entrer en service à partir de 2029, et serait géré par Framatome. Mais il y a un hic : cette usine de production ne permettrait d’assurer qu’une centaine d’emplois dans un premier temps, et 200 emplois à terme. On est donc loin des 328 salariés d’EDF qui travaillent actuellement sur le site.

Fabrication de tuyaux ou production d’électricité ?

Dans cette situation, les sénateurs de Loire-Atlantique viennent de faire voter un projet d’amendement auprès de la commission des affaires économiques du Sénat. Cet amendement, qui vient d’être adopté, contraint EDF à proposer un plan de conversion de la centrale, soit pour assurer une production d’électricité à partir d’énergies renouvelables, soit pour stocker de l’électricité. Selon la sénatrice Karine Daniel, le site a une grande importance dans le mix énergétique français, et doit conserver son rôle dans l’équilibre du réseau électrique. Pilotable, la centrale a, en effet, l’avantage de permettre à EDF d’ajuster efficacement sa production d’électricité en fonction de la demande.

Il semble donc qu’EDF soit contraint de revoir – ou compléter – ses plans pour remettre la production d’électricité au cœur du projet Cordemais. Compte tenu de ses infrastructures électriques, le site pourrait être converti en batterie stationnaire, ou pourrait même accueillir un SMR, comme évoqué fin 2023 par Christelle Morançais, présidente de la région Pays de Loire.

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