S’il affiche l’économie la plus performante d’Afrique, le Nigéria subit des difficultés structurelles majeures, en particulier concernant l’accès à l’énergie de sa population. Pour y faire face, le pays veut développer des mini réseaux alimentés par l’énergie solaire, et veut fabriquer ses propres panneaux solaires pour y parvenir.

4 GW, voilà la quantité de modules photovoltaïques que veut fabriquer le Nigéria chaque année pour soutenir l’électrification du pays. Cet objectif de capacité de production vient soutenir les efforts constants de l’Agence d’électrification rurale (REA) pour raccorder en électricité les 88 millions de Nigérians qui n’en bénéficient pas encore. Dans un contexte de sous-production électrique, et face à une infrastructure vétuste, la REA compte beaucoup sur le recours aux mini réseaux électriques alimentés par des centrales solaires. D’ailleurs, en mars dernier, un partenariat a été signé entre la REA et l’entreprise WeLight pour le déploiement de 200 mini réseaux électriques destinés à alimenter près de 2 millions de personnes. Cette stratégie n’est pas unique au Nigéria, elle est appliquée dans plusieurs pays d’Afrique comme le Kenya pour contourner les problèmes d’infrastructure.

Si le pays compte beaucoup sur l’énergie du soleil pour améliorer sa production électrique, il ne veut pas non plus dépendre entièrement des importations, en particulier vis-à-vis de la Chine. C’est cette volonté qui a conduit au développement de plusieurs projets d’usine de production. Oando Clean Energy prépare une usine de 1,2 GW de capacité, dont une première ligne de production de 600 MW devrait entrer en service en 2026. Cette usine comportera même une ligne de recyclage de panneaux. Un autre projet est en partie porté par Solarge BV, une entreprise néerlandaise de production de panneaux photovoltaïques, et vise la production de 1 GW par an. Enfin, une usine de production de batteries au lithium serait également en préparation.

Le Nigéria accélère sur l’électrification du pays

Si le Nigéria constitue la première puissance économique du continent africain, son secteur énergétique est confronté à des problèmes structurels majeurs. D’un côté, les capacités de production, largement dominées par le gaz naturel, sont insuffisantes. De l’autre, l’infrastructure réseau du pays est dans un état déplorable avec un taux de perte de 53 % de l’électricité produite lors du transport. C’est en partie pour ces raisons que presque 40 % de la population n’a pas accès au réseau électrique.

Pourtant, le pays a un potentiel très important, en particulier en matière de production d’énergie solaire. Pour assainir le secteur, le gouvernement a décidé de privatiser entièrement le secteur de l’électricité, et des projets se multiplient pour améliorer le système électrique du pays. La Chine a ainsi accordé un prêt de 2 milliards de dollars au Nigéria pour renforcer les infrastructures de transport d’électricité. Un centre sino-nigérian de recherche a également été créé pour soutenir la planification énergétique. En parallèle, le ministère de l’Énergie et la Commission nigériane de l’énergie atomique travaillent sur quatre projets de centrales nucléaires pour une puissance cumulée de 4 800 MW. Pour y parvenir, le pays pourrait recevoir le soutien de la Russie via Rosatom.

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On a presque douté que ce jour puisse arriver. Après quatre mois d’arrêt pour cause de travaux de modification de soupapes, l’EPR de Flamanville a enfin redémarré. Il reste désormais à savoir s’il parviendra à atteindre sa puissance maximale avant la fin de l’année.

Il aurait dû redémarrer en juillet, mais il aura finalement fallu quatre mois avant que les équipes d’EDF puissent finalement relancer le réacteur nucléaire le plus puissant de France. C’est dans la nuit du mardi 14 au mercredi 15 octobre, à 00h33 que le cœur du réacteur s’est remis à fonctionner. Pour le moment, pas question d’atteindre sa puissance maximale. Il devrait d’abord atteindre les 75 mégawatts (MW) d’ici le 18 octobre avant de viser les 60 %, puis les 80 % de la puissance maximale. Au moment où nous publions cet article, l’EPR de Flamanville dépassait les 814 MW, soit environ 50 % de sa puissance nominale. Si tout va bien, le réacteur devrait atteindre sa puissance maximale d’ici le 21 décembre, un an presque jour pour jour après son raccordement au réseau.

Pour rappel, le réacteur devait initialement être arrêté pour des tests de variation de puissance. Mais un problème d’étanchéité sur les soupapes du pressuriseur a été détecté, ce qui a conduit EDF à mener des investigations, puis des réparations.

Une belle année pour le parc nucléaire français

Malgré les éternelles péripéties liées à l’EPR de Flamanville, le reste du parc nucléaire français affiche d’excellentes performances, au regard de la puissance installée. Si EDF visait une production comprise entre 350 et 370 TWh sur l’année 2025, le groupe vise désormais 365 à 375 TWh. Selon le groupe, cette performance est rendue possible grâce à une meilleure gestion des arrêts de tranche, ces périodes de maintenance nécessaires à l’entretien et au chargement d’un réacteur.

Depuis 2019, EDF aurait, en effet, revu son organisation à ce sujet pour devenir plus efficace, à travers un plan d’action appelé « Start 2025 ». Ainsi, 18 des 33 arrêts prévus en 2025 ont, en réalité, été plus courts que prévu. Si EDF a en tête l’objectif de franchir la barre des 400 TWh de production sur une année, atteinte pour la dernière fois en 2015, le groupe aura le même objectif pour les deux prochaines années, à savoir entre 350 et 370 TWh.

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Le plus vieux parc éolien du Finistère est en cours de déconstruction pour cause de permis de construire non valable. Son exploitant ne perd pas espoir et espère pouvoir les remplacer par de nouvelles éoliennes plus puissantes, mais moins nombreuses. 

Comme de nombreux parcs éoliens français, ce n’est pas le temps ou l’air marin qui aura eu raison du parc de Plouvien, mais bien la justice. Mis en service en 2007, ce parc composé de 8 éoliennes à la puissance modeste de 1,4 MW fut le premier parc du Finistère. Après de longues péripéties judiciaires en lien avec la loi Littoral, et un fonctionnement sans base légale pendant plus de 10 ans, la justice a finalement décidé l’arrêt de 6 des 8 turbines du parc, 17 ans après leur installation. Suite à cet arrêt, effectif depuis juillet 2023, l’exploitant Nadara a décidé de procéder au démantèlement de ces éoliennes du fait d’une usure importante, amplifiée par la proximité de la mer.

Un démantèlement vitrine

Nadara a de la suite dans les idées, et espère pouvoir remplacer ces 6 éoliennes par 3 nouvelles éoliennes plus grandes et surtout plus puissantes à l’horizon 2028, cette fois dans le respect de la législation. Pour obtenir la confiance des locaux, l’entreprise a donc décidé de faire de la déconstruction des éoliennes un modèle du genre. Objectif : atteindre 95 % de recyclage. Pour y parvenir, 90 % de la masse des pales, à savoir 145 tonnes, devrait être recyclée en matériaux de construction et en mobilier urbain. Trois pales devraient même être réutilisées sur un parc voisin.

Les mâts métalliques seront, eux, entièrement découpés pour être réutilisés. Enfin, les massifs de fondation en béton armé, d’un diamètre de 16 m et d’une hauteur de 3 m, seront concassés et revendus sous forme de granulats. Seuls les câbles d’alimentation resteront enfouis dans le sol. D’ici quelques semaines, les différents sites devraient donc retrouver leur aspect d’origine. Coût de l’opération : 200 000 euros par éolienne.

L’enquête publique concernant les trois nouvelles éoliennes est attendue pour l’été 2026. Les nouvelles éoliennes envisagées pourraient culminer à 130 mètres, contre 99 mètres pour les modèles actuels.

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Quelques semaines après la mise en application de la loi sur la TVA à 5,5 % pour les installations photovoltaïques, les inquiétudes des différents syndicats sur le sujet se confirment : seule une poignée de panneaux solaires sont éligibles à cette nouvelle aide financière. Néanmoins, une entreprise pourrait tirer son épingle du jeu. 

Au début du mois de septembre, la loi sur la TVA à 5,5 % avait fait l’objet d’un véritable feuilleton à suspense. Finalement, elle avait été publiée in-extremis, juste avant la chute du gouvernement Bayrou. Malgré l’objectif louable de réduire le coût d’installation d’une centrale photovoltaïque, cette loi a fait l’objet de critiques appuyées sur un point précis : ses critères d’éligibilité. Pour favoriser une production plus locale face aux importations chinoises, un impact carbone maximal de 530 kg CO₂e/kWc avait été fixé. Problème : cette valeur semblait exclure presque la totalité de la production actuelle, rendant presque inaccessible cette TVA à 5,5 %.

Le laboratoire d’essai et de certification Certisolis, seul organisme français à délivrer des Évaluations carbone simplifiées (ECS), vient de mettre à jour sa base de données pour mettre en évidence tous les modules dont le bilan carbone reste sous la barre des 530 kg CO₂e/kWc. Voici les modules ainsi éligibles :

• Tarka 110 VSMP TopCon en 435 Wc (55 cellules),
• Tarka 110 VSMP VSBP TopCon en 435 Wc (55 cellules),
• Tarka 120 VSMS PERC en 330 Wc (60 cellules),
• Tarka 120 VSMP VSBP TOPCon en 475 Wc (60 cellules).

Comme prévu, la liste est excessivement courte. Seuls quatre modules, fabriqués par le Français VOLTEC Solar, parviennent à répondre aux exigences de la loi TVA.

L’heure de gloire pour le français Voltec Solar ?

Si cette information résonne comme une mauvaise nouvelle pour les potentiels futurs acheteurs de centrales photovoltaïques, force est de constater que cette situation pourrait donner un coup de pouce bienvenu à la société alsacienne. Irréductibles Gaulois face aux fabricants chinois, les équipes de VOLTEC ont résisté à la crise de la surproduction de panneaux solaires, et produisent aujourd’hui l’équivalent de 500 MW de panneaux par an.

L’entreprise ne compte pas s’arrêter là, et veut se démarquer du reste du marché par l’innovation. L’entreprise cherche ainsi à industrialiser une technologie de modules photovoltaïques basés sur l’association de pérovskite et de silicium, grâce à un partenariat avec l’Institut photovoltaïque d’Île-de-France (IPVF). Aux dernières nouvelles, l’entreprise visait les 5 GW de production annuelle d’ici 2030.

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Parmi les défis imposés par la relance du nucléaire, son financement en est un majeur. Ce sont, en effet, plusieurs dizaines de milliards d’euros qui seront nécessaires pour renforcer la production nucléaire française. Mais le ministère de l’Économie et des Finances ainsi qu’EDF ont peut-être trouvé la solution. 

Parmi les incertitudes qui planent au-dessus du programme de relance du nucléaire, son financement est un point d’interrogation majeur. Récemment, la Cour des comptes n’a fait que renforcer ces inquiétudes en pointant du doigt les limites du modèle financier d’EDF. Malgré une légère amélioration, notamment grâce à une année 2024 exceptionnelle en termes de production, EDF accuse le poids de nombreux investissements peu rentables qui ont conduit à un endettement colossal de quelque 54 milliards d’euros. Or, toujours selon la Cour des comptes, dans les 15 prochaines années, EDF va devoir investir près de 205 milliards d’euros pour l’ensemble de son programme électronucléaire. Cette somme devrait être répartie à hauteur de 90 milliards d’euros pour permettre la maintenance et la prolongation du parc nucléaire actuel, et 115 milliards pour la construction des 14 nouveaux EPR2.

Pour permettre le financement de ces nouveaux EPR, il se pourrait bien que le ministère de l’Économie et des Finances ait trouvé une solution : utiliser les milliards d’euros déposés par les Français sur leur livret A. Olivier Sichel, directeur général de la Caisse des dépôts (CDC), aurait ainsi déclaré : « On s’est mis d’accord avec Bercy et EDF sur le recours au Fonds d’épargne ». Désormais, il faut que ce montage financier soit présenté à l’Union européenne pour obtenir l’accord de principe de financement global.

Le Fonds d’Épargne, une somme historiquement dédiée aux projets publics

Datant de 1818, le Livret A aurait initialement été créé pour solder la crise financière issue des guerres napoléoniennes grâce à l’épargne publique. Au cours du XIXᵉ siècle, le Livret A a permis aux Français de se familiariser avec le principe de l’épargne. Depuis 1894, le capital que constitue l’ensemble des livrets A est en partie dédié à la construction et la réhabilitation de logements sociaux. En 2024, le fonds d’épargne, qui regroupe une partie de l’argent laissé sur les livrets A, les livrets de développement durable et solidaire, et sur les livrets d’épargne populaire, a permis la construction de 115 000 logements et la rénovation de 108 000 autres. Une partie de ce fonds d’épargne permet également le financement de projets publics comme des écoles, des hôpitaux, des infrastructures de transport, ou encore la défense nationale.

La relance du nucléaire : un projet de plusieurs centaines de milliards d’euros

Avec un total de 400 milliards d’euros d’épargne réglementée, le Fonds d’Épargne serait largement suffisant pour financer une partie des 115 milliards d’euros nécessaires à la relance du nucléaire. D’ailleurs, sur cette somme, 75 milliards seront nécessaires pour les six premiers EPR2, dont les travaux préparatoires ont déjà commencé sur le site de Penly. Pour ces 6 nouveaux réacteurs, le temps presse car leur mise en service est prévue entre 2038 pour Penly et 2040 pour Bugey.

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Considéré comme un ingrédient majeur de la transition énergétique à l’échelle mondiale, le biocarburant a pourtant des limites qui sont déjà atteintes dans de nombreuses situations. Un rapport révèle qu’en moyenne, dans le monde, les biocarburants seraient même plus polluants que les énergies fossiles ! Voici pourquoi. 

Les biocarburants sont-ils plus mauvais pour l’environnement que les carburants d’énergie fossile ? C’est ce que l’on pourrait croire, à la lecture du récent rapport du cabinet Cerulogy. Ce dernier indique, en effet, que l’impact environnemental des biocarburants serait 16% supérieur à celui des carburants fossiles traditionnels. Dans un rapport de presque 100 pages, le cabinet Cerulogy a étudié les politiques de production de biocarburants des neuf premiers pays producteurs de biocarburants, et les chiffres obtenus sont impressionnants.

D’abord, ce rapport révèle que près de 32 millions d’hectares sont destinés à la production de biocarburant, pour seulement 4 % des carburants utilisés dans le domaine des transports. Cela représente la superficie d’un pays comme l’Italie ! Et c’est loin d’être terminé, car selon les dernières prévisions, ce chiffre pourrait atteindre les 52 millions d’hectares, soit la superficie de la France, dès 2030.

La difficile caractérisation des émissions liées à la production de biocarburants

Pour parvenir à apporter une comparaison pertinente aux énergies fossiles, Cerulogy a fait un important travail de caractérisation de toutes les émissions de CO2 liées à la production de biocarburant. On peut citer le recours à des engrais, à des machines agricoles ainsi qu’à des transports.

Ce n’est pas tout. Cerulogy a introduit la notion de « coût d’opportunité carbone ». Il s’agit du manque à gagner environnemental que représente le développement d’une plantation destinée à la production de biocarburant, plutôt qu’une reforestation ou un retour à l’état naturel qui peut être considéré comme une réserve de carbone. Outre cet aspect environnemental, Cerulogy dénonce la concurrence existant entre la production de biocarburant et l’alimentation de la population. À l’heure actuelle, les 32 millions d’hectares pourraient nourrir 1,3 milliard d’être humains. Et ce n’est pas tout, puisque la production de biocarburants nécessite une grande quantité d’eau.

Cap sur la seconde génération de biocarburants

Sur les neuf pays étudiés, Cerulogy a relevé une moyenne d’émission de CO2 supérieure de 16% aux carburants fossiles, dont la référence a été établie à 94 grammes de CO2 équivalent par mégajoule (gCO2e/MJ). Néanmoins, ce n’est pas à généraliser sans nuances, car les différences sont très importantes selon les pays. Voici les chiffres relevés pour chaque pays :

On constate ainsi que dans certains pays, les émissions de CO2 des biocarburants sont nettement inférieures aux énergies fossiles. C’est notamment le cas au Canada par exemple. Le bilan carbone du biocarburant canadien est relativement faible grâce à l’utilisation massive de cultures de maïs sur des terres qui étaient déjà cultivées, avec une pression moins importante sur les écosystèmes naturels. À l’inverse, la Thaïlande applique une politique différente, avec une part importante d’huile de palme Or, l’huile de palme affiche une très forte intensité carbone, notamment du fait que sa culture entraîne souvent la conversion de forêts et de tourbières en cultures agricoles. Ce changement d’affectation des sols contribue à relâcher du carbone dans l’atmosphère, ce qui génère énormément d’émissions.

À l’horizon 2030, une utilisation de plus en plus grande de biocarburant devrait engendrer une pression plus importante sur les écosystèmes. C’est le cas au Canada, ce qui explique une intensité carbone supérieure en 2030 par rapport à 2023. De son côté, la Thaïlande devrait réduire l’impact environnemental de ses biocarburants en réduisant l’usage des biodiesels routiers à base de palme, et en boostant l’utilisation d’huiles usagées pour l’aviation.

Une seconde génération de biocarburants plus vertueuse

La véritable réussite de la substitution des carburants fossiles par des biocarburants ne devrait être réellement possible qu’avec la démocratisation des biocarburants de seconde génération. Pour rappel, la première génération, aujourd’hui très majoritaire, consiste à créer du carburant à partir de produits agricoles destinés à l’alimentation humaine ou animale. Il peut s’agir de canne à sucre, de betterave, de maïs ou de colza : des cultures riches en sucre, en amidon et en huile.

La deuxième génération de biocarburant devrait être produite à partir de biomasse lignocellulosique non comestible, c’est-à-dire de déchets forestiers, de tiges de maïs ou encore d’ordures ménagères. Cette transformation de la filière permettrait ainsi de limiter la concurrence entre cultures destinées à l’alimentation et à la production de carburant, et de mieux faire cohabiter les deux. Pour le moment, cette nouvelle génération de biocarburant n’en est qu’au stade du développement.

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À l’heure où le développement massif de l’intelligence artificielle représente un défi mondial en matière de production d’énergie, la Chine va tenter d’immerger un centre de données pour l’exploiter à moindre frais.

Dans quelques jours, la société chinoise Hailanyun Technology va immerger un data center à 6 km au large de Shanghai. Objectif : limiter l’un des principaux postes de dépense énergétique de ce type d’installation, à savoir leur refroidissement. Ce sont donc 198 racks équipés de serveurs haute performance, d’une puissance suffisante pour entraîner un modèle comme GPT-3.5 en une journée, qui vont être immergés et refroidis grâce à l’eau de mer.

Selon le porte-parole de Hailanyun Technology, l’immersion du centre de données pourrait réduire de 30 % ses dépenses énergétiques totales, en comparaison à un centre terrestre. Par la même occasion, ce choix technologique permet de ne pas nécessiter d’eau douce. Immergée à plusieurs dizaines de mètres de profondeur, l’infrastructure est composée d’une coque en acier, recouverte de paillettes de verre pour la protéger de la corrosion.

D’ailleurs, l’énergie nécessaire au centre de données proviendra à 97 % de sources d’énergies renouvelables, et en particulier de parcs éoliens offshore.  Pour le moment, les deux premiers clients de ce centre sous-marin seront China Telecom, ainsi qu’une société publique de calcul intensif.

De possibles inconvénients à prendre en compte

L’idée d’immerger des serveurs pour limiter leurs besoins énergétiques n’est pas nouvelle. Microsoft a d’ailleurs réalisé une expérimentation à ce sujet il y a plusieurs années, sans y donner suite. Mais elle comporte potentiellement des limites. En premier lieu, l’impact de ce type d’installation pour la biodiversité est encore incertain. Si des études préliminaires réalisées en 2020 ont conclu à un impact inférieur aux seuils critiques, ces résultats seront à confirmer avec des centres de taille et de puissance supérieure. Le réchauffement potentiel de l’eau pourrait, en particulier, entraîner un appauvrissement en oxygène. D’autre part, ce type d’installation pourrait être vulnérable à des ondes acoustiques. C’est en tout cas ce qu’a montré une autre étude de 2024.

Malgré ces limites potentielles, de nombreux pays s’intéressent à cette solution technologique. Outre les USA et la Chine, la Corée du Sud envisage également d’immerger des serveurs. Le Japon et Singapour se penchent plutôt sur la possibilité de construire des centres de données flottants. La France s’y essaie également avec le projet Denv-R, à une échelle bien moindre que la Chine. Ce dernier ne comporte que 4 racks.

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À travers Rosatom, la Russie augmente son influence en Afrique en proposant à de nombreux pays des solutions concrètes facilitant leur électrification. Parmi ces solutions, les centrales nucléaires flottantes ont une place importante.

Une délégation de Rosatom était en Afrique du Sud, en ce début octobre, à l’occasion de l’African Energy Week 2025. L’événement avait pour objectif annoncé de mettre en place des projets destinés à faire sortir l’Afrique de la pauvreté énergétique d’ici 2030. Et la Russie pourrait y jouer un rôle majeur, notamment grâce à des centrales nucléaires flottantes. Forte de son expérience avec l’Akademik Lomonosov, elle compte sur cette technologie pour faciliter et accélérer le déploiement de moyens de production bas-carbone. Cette solution est d’autant plus prometteuse que 38 des 54 pays africains possèdent un littoral.

Des plateformes flottantes de 110 MW

Sur sa plateforme Akademik Lomonosov, Rosatom utilise deux réacteurs KLT-40S, variante des réacteurs nucléaires à eau pressurisée KLT-40 qui équipent les brise-glaces à propulsion nucléaire russes. L’ensemble atteint une puissance de 70 MWe pour une plateforme de 140 mètres de long par 30 mètres de large. Pour aller plus loin, Rosatom finalise le design de sa nouvelle unité flottante, baptisée PEB-100, qui devrait avoir des dimensions similaires.

En revanche, elle sera équipée de deux réacteurs RITM-200, de génération III+. Version améliorée du KLT-40S, ce réacteur à eau pressurisée affiche une puissance de 55 MWe et doit être rechargé en combustible tous les six ans seulement. En théorie, il permettrait donc la mise en service de plateformes d’une puissance supérieure à 100 MWe. Plusieurs de ces réacteurs sont déjà en construction pour équiper des brise-glaces. La Russie souhaite livrer ses premières plateformes à partir de 2030.

La Russie tisse sa toile en Afrique

À l’heure actuelle, Rosatom a déjà signé des partenariats incluant la mise en œuvre de centrales flottantes avec la Guinée, mais également le Ghana. Ce dernier accord porte sur la mise en service de 2 à 3 centrales et ne nécessiterait qu’un investissement minime de la part du Ghana grâce à la vente de l’électricité. De manière plus générale, la Russie cherche à participer activement au développement énergétique de l’Afrique. Rosatom serait ainsi impliqué dans 30 projets nucléaires répartis dans 16 pays. En septembre 2025, des accords ont d’ailleurs été signés avec l’Éthiopie pour construire deux réacteurs de 1200 MWe, et avec le Niger pour construire deux réacteurs de 2000 MWe.

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L’énergie solaire poursuit sa folle ascension aux États-Unis. La situation est telle qu’elle pourrait devenir la deuxième énergie du pays dès 2028 en termes de puissance installée, se plaçant derrière le gaz naturel avec 250 GWc. 

Donald Trump a beau s’opposer frontalement au déploiement des énergies renouvelables, le reste du pays ne semble pas partager son point de vue, puisqu’il n’y a jamais eu autant de solaire et d’éolien déployés aux États-Unis qu’en 2025. Selon la Commission fédérale de régulation de l’énergie (FERC), entre janvier et juillet, l’équivalent de 16 GW de centrales photovoltaïques ont été installées, soit les trois quarts des nouvelles installations de production d’électricité sur la période. En deuxième position, on retrouve l’éolien avec 3,2 GW de nouvelles capacités ajoutées.

Toujours selon la FERC, en juillet 2025, la puissance électrique installée aux États-Unis se décline de cette manière (hors nucléaire et hydroélectricité) :

• 567 GW de centrales au gaz naturel
• 198 GW de centrales au charbon
• 158 GW de parcs éoliens
• 153 GW de centrales solaires photovoltaïques

S’il a démarré plus lentement que l’éolien, le secteur du solaire rattrape désormais son retard et se positionne en première place des nouvelles capacités de production depuis septembre 2023. Sur cette période de 22 mois, la capacité photovoltaïque totale est passée de 92 GWc à 153 GWc. Rien que sur le mois de juillet 2025, ce sont près de 1,18 GWc de solaire qui ont été raccordés au réseau !

Le photovoltaïque devrait prendre la deuxième place du mix électrique dès 2028

Compte tenu de cette courbe de progression, le solaire devrait dépasser l’éolien d’ici peu, mais ce n’est pas tout. Selon les prévisions de la FERC, le photovoltaïque pourrait prendre la deuxième place du mix électrique en termes de capacités de production avec environ 250 GW. En parallèle, la capacité de production du charbon devrait chuter de 25 GW avec la fermeture de nombreuses centrales à charbon. Le solaire dépasserait alors le charbon de 44 %.

Pour optimiser l’utilisation des énergies renouvelables, les États-Unis n’ont également jamais installé autant de batteries qu’en 2025. Si tout va bien, ce sont un total de 18,3 GW de capacité de stockage qui devraient être raccordés d’ici la fin du mois de décembre. Si le nucléaire fait régulièrement la une de l’actualité, notamment via les promesses des SMR, force est de constater qu’à l’heure actuelle, ce sont principalement les énergies renouvelables qui rendent possible la stabilisation, si ce n’est la baisse, des émissions de CO2 liées à la production d’électricité.

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Symbole aussi politique qu’économique, la Turquie veut prendre ses distances de la Russie pour la construction de sa seconde centrale nucléaire sur les rives de la mer Noire. Les États-Unis et la Corée du Sud pourrait coopérer pour donner naissance à ce projet. 

C’est un revirement de situation inattendu, mais compréhensible. Après une visite du président turque Erdogan à la Maison Blanche, le 25 septembre dernier, les paris sont plus que jamais ouverts pour savoir qui construira la deuxième centrale nucléaire de la Turquie. Selon les dernières déclarations de Alparslan Bayraktar, ministre de l’Énergie, la nouvelle centrale pourrait résulter d’une coopération tripartite entre la Turquie, les États-Unis et la Corée du Sud.

Cette coopération porterait sur la construction d’une centrale nucléaire dans la région de Sinop. Cette province, située au bord de la mer Noire, a un avantage de taille : ses eaux y sont particulièrement froides, avec 5 °C de moins que les eaux de la Méditerranée. À l’origine, cette centrale devait être construite par un consortium franco-japonais et composée de 4 réacteurs de 1100 MW. Mais face à une explosion du budget, les différents partenaires impliqués se sont finalement désistés un à un.

Ne pas reproduire les erreurs d’Akkuyu

À partir de 2022, Rosatom a considéré ce projet comme une extension de la centrale actuellement en construction d’Akkuyu. L’entreprise Russe y a même mené des études sur site en 2024. Seulement, voilà : la construction de la centrale d’Akkuyu, première centrale nucléaire du pays, qui a débuté en 2018, ne se passe pas comme prévu. Composée de 4 réacteurs de 1200 MWe, elle est construite, financée et exploitée par Rosatom. Du fait du conflit en Ukraine, la Russie a connu des difficultés d’approvisionnement et de financement. De plus, les retards s’enchaînent, même si le premier réacteur vient d’être mis en service.

Pour ces raisons, la Turquie a ouvert le débat afin d’obtenir la centrale au coût le moins élevé possible. Elle souhaite également que les entreprises turques puissent activement participer à la construction, ce qui semble plus difficile avec Rosatom. D’ailleurs, les futurs travaux de la centrale d’Akkuyu pourraient ne pas être réservés à Rosatom, mais ouverts à la concurrence.

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L’EPR de Flamanville pourrait finalement ne jamais dépasser les 1 600 MWe de puissance. C’est ce que suggère la Commission de régulation de l’énergie, dans un récent rapport sur le coût du parc électronucléaire français. Une potentielle déception supplémentaire sur ce projet qui multiplie les difficultés.

L’information a failli passer inaperçue. Dans un récent rapport portant sur l’évaluation des coûts complets des centrales nucléaires, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) a donné un détail intrigant concernant Flamanville 3, nom officiel du nouveau réacteur EPR français. Dans ce rapport de près de 200 pages, on peut y lire qu’EDF aurait déclaré à la CRE « une puissance nominale inférieure de 35 MW à la puissance déclarée dans le cadre des données publiques ».

Toujours selon EDF, ce chiffre n’est pas définitif, et la puissance finale du réacteur pourrait encore être affinée d’ici la fin des essais. Néanmoins, cette donnée semble vouloir dire qu’EDF envisage un bridage de la puissance du réacteur nucléaire, au moins jusqu’en 2031, période sur laquelle porte le rapport de la CRE. Selon nos confrères de La Tribune, une telle baisse de puissance pourrait causer un manque à gagner de l’ordre de 15 millions d’euros par an à EDF. Et pour cause, si ces 35 MW ne représentent que 2 % de la puissance initiale du réacteur, cela représenterait une perte de production annuelle équivalente à celle de 16 éoliennes en mer comme celles de Saint-Nazaire.

La pleine puissance comme cadeau de Noël ?

Des rumeurs circulent concernant un possible rendement détérioré de la turbine, cet organe de la centrale qui permet de transformer l’énergie thermique de la vapeur en énergie mécanique. EDF s’est néanmoins montré rassurant sur ce sujet, et a indiqué que le bridage évoqué n’a aucun rapport avec les interventions menées sur la turbine.

Il reste désormais à attendre que le réacteur redémarre afin d’en savoir plus. Si la puissance maximale devait être atteinte avant la fin de l’été, il semblerait que l’objectif soit désormais la fin de l’automne. On peut donc logiquement espérer que l’EPR de Flamanville produira au moins 1585 MWe aux alentours du 20 décembre. Actuellement, les équipes d’EDF sont sur le pont pour permettre une reconnexion du réacteur au réseau le 17 octobre prochain.

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Eiffage et RTE viennent de trouver un terrain d’entente pour la création de trois sous-stations électriques destinées aux parcs éoliens flottants de Bretagne-sud, Narbonnaise-sud-Hérault et du Golfe de Fos. Cet accord marque une étape importante pour le développement de ces trois parcs, dont la mise en service est prévue pour 2032, et témoigne du savoir-faire français et européen en matière de raccordement électrique. 

On sait désormais qui sera en charge de la construction de trois sous-stations électriques, pour le raccordement des parcs éoliens Bretagne-sud (AO5), Narbonnaise-sud-Hérault et Golfe de Fos (AO6), ainsi que l’extension de ces deux derniers (AO9). Ce contrat, signé entre RTE et Eiffage, va permettre la mise en œuvre de sous-stations d’une puissance de 750 MW, pour un montant total de 1,5 milliard d’euros. Ce contrat concerne à la fois la réalisation des fondations, et des parties supérieures qui renferment les équipements électriques.

Pour l’heure, on sait que les fondations de la sous-station de Bretagne-sud mesureront 115 mètres de haut, pour 25 mètres par 35 mètres de côté. Les trois sous-stations auront des dimensions identiques, à savoir 20 mètres de haut, 35 mètres de côté et 70 mètres de long. Dans les faits, ce sera Smulders, filiale belge d’Eiffage Métal, qui se chargera du projet. Ainsi, les fondations jackets seront assemblées sur le site Eiffage Métal de Fos-sur-Mer, tandis que les parties supérieures seront fabriquées à Vlissingen, aux Pays-Bas.

Eiffage et les Chantiers de l’Atlantique se partagent les sous-stations françaises

Si l’ombre de la concurrence chinoise plane sur chaque parc éolien offshore en Europe, la conception et la réalisation des sous-stations associées sont largement dominées par des acteurs français et européens. Avec cette nouvelle signature, Eiffage, par le biais de sa filiale Smulders, renforce sa position de leader européen des sous-stations électriques. Il a ainsi réalisé les parcs de Moray West, Hollande Kust ou encore celui du parc Ailes Marines de Saint-Brieuc. Il devrait commencer d’ici peu la construction de quatre sous-stations destinées à la future île énergétique belge, appelée Princesse Élisabeth.

À l’échelle de la France, Eiffage se partage la réalisation des sous-stations avec la société Atlantique Offshore Energy, plus connue sous le nom de Chantiers de l’Atlantique, qui a la charge des installations électriques de parcs comme Saint-Nazaire-, Fécamp, Courseulles-sur-Mer ou encore Noirmoutier. D’ailleurs, les deux géants devraient unir leurs forces pour les parcs Centre Manche 1 et 2. Ces derniers vont bénéficier de sous-stations HVDC d’une puissance colossale de 1,25 GW chacune. Sur ce projet, Smulders aura la charge des fondations jacket, tandis qu’Atlantique Offshore Energy se chargera de la partie supérieure.

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Remplacer des hauts-fourneaux par le soleil, voilà le pari de cette PME suisse, qui veut produire de l’acier recyclé au bilan carbone presque nul. Après un premier prototype prometteur, la PME Panatere vise désormais plus grand.

Recycler de l’acier grâce à la simple énergie du soleil : voilà l’idée un peu folle que c’est lancé Raphaëel Broye, il y a presque 10 ans. Si le parcours a été semé d’embûches, le résultat est là : son projet composé de deux fours solaires vient d’être inauguré, et est capable de générer 50 tonnes de produits métalliques de haute qualité. Pour l’heure, le site fournit une trentaine d’entreprises situées dans un rayon de 50 km.

Avec ces deux fours, situés sur la commune suisse de la Chaux-de-Fonds, la PME Panatere est parvenue à créer un acier recyclé dont le bilan carbone est 165 fois inférieur à celui de l’acier classique. Pour cela, chaque four utilise le même principe. Un héliostat, c’est-à-dire un miroir qui pivote pour suivre la course du soleil, dirige les rayons solaires vers un concentrateur. Ce dernier, comme son nom l’indique, concentre les rayons vers un troisième miroir qui lui-même permet au soleil de chauffer un creuset dans lequel se trouve le métal à faire fondre.

Grâce à cette architecture, le grand four peut monter jusqu’à 1 300 °C tandis que le petit peut atteindre la température de 1 800 °C. Grâce à ces deux équipements, Panatere peut aussi bien faire fondre de l’acier que du cuivre ou du titane.

Un projet d’usine pour 2028

Fort de ces deux premiers prototypes, qui ont valu à Panatere de remporter le prix suisse de l’éthique en 2024, Raphaël Broye a de la suite dans les idées, et vise désormais la construction d’une usine pour 2028. Le choix de l’implantation de cette usine, dont la production est attendue aux alentours des 1 200 tonnes/an, devrait se jouer entre la Chaux-de-Fonds et la Sierre, les deux villes les plus ensoleillées de la Suisse Romande.

Pour optimiser la production, ce dernier pourrait être équipé d’un système de stockage d’énergie. Avec ce site, l’objectif est de créer une véritable économie circulaire concernant les métaux stratégiques, et ainsi permettre à la Suisse de gagner en indépendance d’un point de vue industriel. À l’heure actuelle, le pays importe chaque année environ 140 000 tonnes d’acier inoxydable, dont 15 800 tonnes sont destinées au secteur de l’horlogerie.

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Grâce à une puissance quatre fois supérieure au plus grand électrolyseur européen actuellement en service, le projet Normand’Hy espère participer à la décarbonation de l’industrie normande avec une production annuelle estimée 28 000 tonnes d’hydrogène vert. Mise en service prévue en 2026. 

Situé à quelques centaines de mètres des rives de la Seine, le chantier du projet Normand’Hy, d’une superficie de 14 hectares, avance à grandes enjambées. Promis au titre de plus grand électrolyseur vert d’Europe, il devrait produire de l’hydrogène vert pour les industries locales, mais également pour le secteur du transport à hauteur de 25 %. Pour cela, l’hydrogène sera produit par des électrolyseurs de type PEM (membrane échangeuse de proton), d’une puissance totale de 200 MW, grâce à l’eau de la Seine. L’électricité sera issue d’une centrale photovoltaïque mise en œuvre par le producteur d’énergie renouvelable Unite, via un contrat de gré à gré, également appelé Power purchase agreement (CPPA) avec Air Liquide. Pour s’adapter à la production intermittente du parc solaire, les électrolyseurs déjà installés sont capables de faire varier très rapidement leur puissance. On parle d’une vitesse de 1 % de puissance par seconde.

Le choix du site de Port-Jérôme, pour l’implantation de l’électrolyseur géant, est loin d’être un hasard, car la Normandie représente près d’un tiers de la consommation française d’hydrogène. Le site, géré par Air Liquide, va ainsi alimenter plusieurs sites industriels par le biais d’un pipeline, et en particulier la raffinerie de Gonfreville l’Orcher, qui consommera la moitié de la production de l’électrolyseur afin de permettre le raffinage du pétrole. Le chantier suivant son cours comme prévu, la mise en service du site est attendue pour fin 2026.

Un projet vite rattrapé ?

Si la puissance du site est impressionnante, il ne devrait pas rester n°1 très longtemps, car les projets d’électrolyseurs verts se multiplient un peu partout dans le monde. Comme souvent en matière d’énergie renouvelable, la Chine affiche une longueur d’avance avec son site de Sinopec, d’une puissance de 260 MW. De nombreux autres projets sont envisagés, en particulier en Mongolie, avec des puissances dépassant parfois les 400 MW.

Plus proche de chez nous, le projet H2V, qui doit voir le jour à Fos-sur-Mer dans les années à venir, devrait lui aussi dépasser Normand’hy. Désormais appelé H4 Marseille-Fos, sa puissance initiale de 600 MW a été largement revue à la baisse, mais devrait tout de même atteindre les 300 MW. sa mise en service est prévue pour 2029.

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Si la centrale nucléaire qui alimente la Slovénie et la Croatie n’est pas un monstre de puissance, elle a pour elle une régularité remarquable. Lors de son dernier cycle de combustible, elle a tout simplement réalisé un sans-faute. 

La centrale nucléaire de Krško a bien mérité son arrêt programmé pour maintenance. Cette centrale, que se partagent la Croatie et la Slovénie, vient de terminer avec brio son 34ᵉ cycle de combustible. Pendant presque un an et demi, son unique réacteur a fonctionné sans discontinuer à pleine puissance. Au total, elle a ainsi produit près de 8 500 GWh en 511 jours. Ces chiffres soulignent la bonne gestion d’une centrale qui a pourtant des « kilomètres » au compteur. Construite par Westinghouse en 1975, elle a été connectée au réseau à partir de 1981. Son réacteur à eau pressurisée, comme la plupart des réacteurs français, affiche une puissance nette de 688 MW.

D’abord mise en service pour une durée de 40 ans, elle a finalement obtenu une extension de sa durée de vie à 20 ans supplémentaire, ce qui devrait permettre de maintenir son exploitation jusqu’en 2043. Sans cesse entretenue et mise aux normes, elle a récemment reçu de nouvelles protections contre la grêle et la foudre, suite à des épisodes météorologiques de plus en plus violents dans la région. Si tout se passe comme prévu, elle devrait être redémarrée dès la fin du mois d’octobre.

Un deuxième réacteur bientôt construit ?

Il se pourrait bien que le réacteur de la centrale ne reste pas seul très longtemps. Depuis 2019, la Slovénie étudie les possibilités d’extension du site. En 2022, les gouvernements de la Slovénie et de la Croatie ont renouvelé leur intérêt pour l’augmentation de la puissance de la centrale. C’est ainsi qu’est né le projet d’extension JEK2. Si un référendum devait normalement avoir lieu pour valider ce projet, ce dernier a finalement été annulé au dernier moment. Il se murmure que les députés slovènes craignaient une perte d’adhésion de la population. Le projet a tout de même été maintenu.

À l’heure actuelle, EDF et Westinghouse se livrent un combat acharné pour savoir si va remporter un contrat estimé à plus de 10 milliards d’euros. Alors que Westinghouse propose la construction d’un réacteur AP1000, d’une puissance de 1150 MWe, EDF propose soit la construction d’un EPR de 1650 MW, soit la construction d’un EPR1200, dont la puissance ne dépasse pas les 1200 MWe.

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Si les promesses restent, les difficultés se multiplient, pour l’hydrogène vert. Dans son dernier rapport sur le sujet, l’Agence internationale de l’énergie a revu à la baisse le nombre de projets prévus pour la fin de la décennie. 

Tout ne se passe pas comme prévu, en matière de développement de l’hydrogène vert. Un temps perçu comme l’une des clés de la transition énergétique, l’hydrogène produit à partir d’énergies renouvelables peine à se faire une place. Pourtant, à l’heure actuelle, ce ne sont pas les besoins en hydrogène qui manquent. Selon un récent rapport de l’Agence internationale de l’énergie (AIE), sur l’année 2024, la demande mondiale a augmenté de 2 % par rapport à l’année précédente pour atteindre près de 100 millions de tonnes d’H₂. Cependant, cette production a nécessité 290 milliards de mètres cubes de gaz naturel, et 90 millions de tonnes d’équivalent charbon.

L’hydrogène vert, moins de 1 % de la demande mondiale

Si la production d’hydrogène vert a augmenté de 10 % entre 2023 et 2024, elle ne devrait atteindre les 1 million de tonnes que dans le courant 2025, et représenter moins de 1 % de la demande mondiale. D’ailleurs, la somme de tous les projets de production d’hydrogène vert, estimés pour 2030, vient d’être revue à la baisse. Estimée à 49 millions de tonnes par an lors du dernier rapport, elle s’élève désormais à 37 millions de tonnes par an, ce qui représente une baisse de 25 %.

Toujours selon l’AIE, l’hydrogène vert rencontre de nombreuses difficultés qui entraînent retards et annulations de projets. Il faut dire que, pour le moment, la baisse du coût du gaz naturel associée à la hausse du prix des électrolyseurs renforcent l’écart de prix entre l’hydrogène gris et l’hydrogène vert. Cette situation touche même la France. Ainsi, l’entreprise McPhy Energy, qui a récemment inauguré la première gigafactory d’électrolyseurs, est en grande difficulté financière et vient d’être rachetée in extremis par John Cockerill.

Cet été, ArcelorMittal a également décidé de renoncer à reconvertir son usine de production d’acier à l’hydrogène, faute de rentabilité. Enfin, du côté des transports, le recours à l’hydrogène semble plus complexe que prévu, ce qui limite fortement son déploiement. La voiture à hydrogène ne parvient pas à se faire une place, et les perspectives d’un futur avion à hydrogène sont de plus en plus floues. Même Airbus a décidé de ranger son concept d’avion 100 % hydrogène dans un carton.

Tenir le coup le temps que les prix se resserent

Pour autant, l’Agence internationale de l’énergie souligne que, malgré une adoption très lente, l’hydrogène vert pourrait quand même jouer un rôle important dans la transition énergétique. L’AIE projette que la production d’hydrogène vert pourrait atteindre 4,2 millions de tonnes d’hydrogène par an, soit 4 % de la production mondiale.

Si cette augmentation semble à priori modeste, elle représenterait tout de même une multiplication par 5 de la production par rapport aux chiffres de 2024. Si cette croissance est respectée, elle ressemblerait fortement à l’évolution connue par le photovoltaïque il y a quelques années. D’ailleurs, à la fin de la décennie, il y a de grandes chances pour que les écarts de prix entre hydrogène gris et hydrogène vert diminuent, ce qui devrait contribuer à l’accélération de l’hydrogène vert.

L’AIE souligne particulièrement le rôle que pourrait avoir l’hydrogène vert dans le transport maritime. À l’heure actuelle, 60 navires fonctionnent déjà au méthanol, un carburant obtenu à partir d’hydrogène et de dioxyde de carbone, et on compte près de 300 navires de ce type en commande. Cette adoption pourrait s’accélérer si les infrastructures portuaires évoluent, et si le cadre réglementaire en fait de même. Elle estime qu’il suffirait d’équiper 17 ports pour couvrir les besoins de ravitaillement de 60 % du trafic maritime mondial.

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Plus de 144 heures. C’est la durée depuis laquelle la centrale ukrainienne n’est plus raccordée au réseau électrique, et doit être refroidie par des générateurs de secours. Cette situation préoccupante fait craindre un incident nucléaire si le site venait à manquer de carburant pour maintenir les systèmes de sécurité opérationnels.

Dans la soirée du 23 septembre, la dernière ligne de transmission électrique de la centrale nucléaire de Zaporijia a été coupée suite aux combats entre russes et ukrainiens. Contrôlée par la Russie depuis 2022, la centrale ne produit plus d’électricité, mais nécessite une alimentation électrique permanente afin d’en assurer le refroidissement. Suite à la coupure, 7 des 18 générateurs diesel de secours auraient été mis en service, et alimentent actuellement les systèmes de sécurité et de refroidissement de la centrale.

La situation est délicate, car les générateurs diesel constituent la dernière solution pour maintenir l’alimentation électrique du site. Or, des tests de résistance de ces équipements, effectués après l’accident de Fukushima en 2011, ont montré une limite de 72 heures qui n’a jamais été réellement testée. De leur côté, les autorités russes auraient indiqué à l’Agence internationale de l’énergie atomique (AIEA) qu’il y avait assez de carburant pour maintenir une autonomie de 20 jours. Selon l’AIEA, la situation ne présenterait « pas de danger immédiat ». Depuis 2022, c’est la dixième panne électrique que subit la centrale, mais c’est de loin la plus importante.

Un redémarrage envisagé d’ici fin 2027 ?

Il semblerait que la Russie travaille à raccorder la plus grande centrale nucléaire d’Europe à son propre réseau électrique. Dès avril 2025, Rosatom a indiqué espérer pouvoir relancer la production avant la fin de l’année 2027. Greenpeace aurait d’ailleurs constaté la création d’une vaste ligne électrique de 201 km de long entre les sous-stations de Melitopol et Marioupol. Selon le directeur actuel de la centrale, ce raccordement commencé en décembre 2024 en serait à la dernière étape.

Malgré la création de cette ligne électrique, des obstacles techniques subsistent, parmi lesquels le manque de personnel qualifié ou encore la dégradation des équipements du fait des trois années sans production. Rappelons que les ressources en eau nécessaires au refroidissement des réacteurs sont très limitées depuis que le barrage de Nova Kakhovka a été détruit en juin 2023. Le directeur général de l’AIEA et Vladimir Poutine se sont rencontrés, la semaine dernière, à l’occasion de la semaine atomique qui s’est tenue à Moscou. Mais cette entrevue n’aurait pas permis de faire avancer le dossier.

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Alors que Naarea, en proie à des difficultés financières, joue sa survie, elle n’en oublie pas pour autant l’essentiel, en continuant d’innover pour permettre la réussite de son projet de réacteur nucléaire à sels fondus. Dernière avancée en date : la synthèse du combustible liquide indispensable à son fonctionnement.

Les SMR suscitent de nombreux espoirs pour la production d’une énergie abondante, mais décarbonée. Preuve de cet engouement, plus d’une centaine de projets sont en cours de développement à travers le monde. Mais si le développement de ces réacteurs va bon train, se pose également la question des combustibles.

C’est justement à ce sujet que Naaera vient de franchir une étape importante. La startup française travaille activement à la synthèse du sel de NaCl-PuCl3. Ce nom quelque peu compliqué désigne du chlorure de sodium dans lequel sont dissous des actinides sous forme de chlorure de plutonium et de chlorure d’uranium. Ce combustible nucléaire, qui a la particularité d’être liquide, permettrait le fonctionnement du réacteur XAMR en cours de développement par Naarea. Ce petit générateur nucléaire de 4ᵉ génération devrait afficher une puissance électrique de 40 MWe (et 80 MWth). Il a la particularité de permettre le retraitement et la réutilisation du combustible usée provenant des réacteurs à eau pressurisée, réduisant ainsi le volume des déchets ultimes.

Un sel à base de chlorure de plutonium

Concrètement, les équipes de Naarea, en collaboration avec le CNRS, l’Université Paris-Saclay et le Joint Research Center, sont parvenues à démontrer que le bullage d’un gaz dans un mélange de chlorure de sodium et d’oxyde de plutonium (NaCl-PuO2) à haute température, permettait d’obtenir un sel à base de chlorure de plutonium. Cette réussite constitue la base d’une méthode de synthèse non proliférante de ce combustible liquide. Cette première étape accomplie, il va désormais falloir valider cette solution technique grâce à des essais à plus grande échelle. Ces derniers devraient avoir lieu au I-Lab, un hall d’essai de 2 400 m² situé à Cormeilles-en-Parisis, dans le Val-d’Oise.

Du fait de l’absence de filière industrielle pour la fabrication de ce type de combustible, cette synthèse constitue une étape clé pour le développement du XAMR, et peut-être même d’autres réacteurs de type SMR.

Naaera vit une véritable course contre-la-montre

Naarea traverse une période très compliquée. Elle doit absolument trouver des financements dans les prochains mois afin d’éviter la liquidation judiciaire. Dans ce contexte, cette avancée sur la synthèse du combustible de son futur réacteur à neutrons rapides arrive à point nommé. Elle témoigne de la dynamique positive qui entoure une startup tournée vers l’innovation. Il y a quelques mois déjà, la startup avait donné un avant-goût de sa progression en communiquant sur le jumeau numérique de son réacteur nucléaire, ou encore sur un partenariat avec Phoenix Manufacture, spécialiste français de la fabrication additive.

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Malgré la bonne forme du parc nucléaire français, la situation financière d’EDF suscite les inquiétudes du côté de la Cour des comptes. Dans un nouveau rapport, l’institution dénonce la difficulté du groupe à créer de la valeur, alors même que ce dernier doit investir pas moins de 460 milliards d’euros sur les 15 prochaines années. 

C’est la deuxième fois en quelques mois que la Cour des comptes s’intéresse à la gestion financière d’EDF, l’énergéticien français. En janvier, elle avait ainsi dénoncé une mauvaise gestion du projet de l’EPR de Flamanville, qui avait conduit à grandement entamer la rentabilité du projet. Cette fois, la Cour des comptes a analysé tout le modèle économique d’EDF, et livre ses inquiétudes face aux investissements en approche.

Dans ce rapport d’une centaine de pages, elle souligne la position dominante d’EDF, grâce à son parc de production unifié et son intégration verticale allant de la production d’électricité jusqu’à sa commercialisation. Malgré cette position préférentielle, EDF a multiplié les mauvais choix d’investissement sur la période 2012 – 2024, ce qui a conduit à creuser l’endettement de l’énergéticien. Celui-ci atteint désormais 54,6 milliards d’euros à la fin de l’année 2024. En parallèle, le parc nucléaire a perdu en rentabilité, notamment à cause des problèmes de corrosion. Dans ces conditions, EDF a eu de grandes difficultés à créer de la valeur.

460 milliards d’euros à investir

Pourtant, EDF va devoir relever la tête, car des défis financiers, techniques et technologiques sont attendus dans les prochaines années. Sur la période 2025 – 2040, EDF doit investir près de 460 milliards d’euros répartis de cette manière :

• 90 milliards d’euros pour la maintenance et la prolongation du parc nucléaire actuel,
• 115 milliards d’euros pour la construction des 14 EPR2, dont 75 milliards pour les 6 premiers,
• 15 milliards d’euros pour le parc hydroélectrique,
• 100 milliards d’euros pour le réseau électrique.

La capacité d’investissement du groupe français sera d’ailleurs conditionnée par les performances du parc nucléaire français, mais également par des aléas concernant les prix du marché de l’électricité avec la fin de l’ARENH.

Des recommandations pour améliorer la situation

Face à ce constat, la CRE a mentionné plusieurs recommandations. La première consiste à assurer un suivi systématique de la rentabilité des investissements d’EDF Power Solutions (ex-EDF Renouvelables). En effet, elle a mis en évidence que si la filiale génère bien un flux de trésorerie positif, celui-ci reste inférieur aux investissements. D’ailleurs, en 2024, EDF Power Solutions représentait moins de 3 % du résultat opérationnel d’EDF. De manière plus générale, la CRE propose une revue stratégique des investissements, des participations et des différentes filiales du groupe EDF pour en cerner les points forts et les points faibles.

Enfin, concernant le programme EPR2, la CRE indique qu’il est important que les modalités de partage des risques soient clairement identifiées entre l’État et EDF avant la décision finale d’investissement.

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Les conséquences du retard de publication de la PEE3 commenceraient-elles à se faire ressentir ? Ce n’est pas impossible. En matière d’éolien terrestre, pour l’année 2025, la France pourrait signer un triste record. 

L’année 2025 restera sans doute comme une année noire pour l’éolien terrestre, en France. Selon William Arkwright, président de la commission éolien terrestre du Syndicat des énergies renouvelables (SER), le pays n’a raccordé que 276 MW de turbines sur les six premiers mois de l’année. Tout porte donc à croire que l’année se terminera aux alentours des 500 MW mis en service, soit deux fois moins que l’année dernière.

Pour retrouver un tel chiffre, il faut revenir 20 ans en arrière. En 2005, seulement 412 MW avaient été raccordés par une filière encore balbutiante. Selon William Arkwright, cette situation est en grande partie liée au climat politique instable, dans lequel la désinformation sur l’éolien va bon train. Il n’hésite d’ailleurs pas à pointer du doigt les Dreal et les préfectures dans lesquelles certains projets seraient bloqués, et dénonce « un moratoire qui ne dit pas son nom ». À l’heure actuelle, il reste environ 10 GW de projets éoliens dans les tuyaux qui suivent leur cours. Néanmoins, dans ce climat d’incertitude, la situation pourrait même empirer. En l’absence de visibilité et de ligne directrice à l’échelle du pays pour les prochaines années, les développeurs limitent déjà le nombre de nouveaux projets.

Le photovoltaïque fait un peu mieux

Du côté de l’énergie solaire, les chiffres sont plus encourageants. Xavier Darval, président de la commission solaire de la SER, a ainsi indiqué que 2025 pourrait être une année record avec le raccordement de 3,3 GW d’installations photovoltaïques. Malgré ce dynamisme et un pipeline de projets de 10 GW, la météo n’est pas au beau fixe pour autant. L’absence de perspective pourrait poser problème dès l’été 2026. Plus que jamais, le gouvernement bientôt formé par le nouveau premier ministre Sébastien Lecornu va devoir s’atteler à la publication de la PPE3 avant que les conséquences ne soient trop importantes sur l’économie française de la transition énergétique.

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