C’était un sujet de débats depuis plusieurs années : comment revendre l’électricité nucléaire après la fin de l’ARENH ? La solution semble avoir été trouvée, mais elle est particulièrement complexe. 

Pourquoi faire simple, quand on peut faire compliqué ? C’est la question que l’on pourrait naturellement se poser, à la lecture du mécanisme destiné à remplacer l’ARENH. Pour rappel, l’Accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH) est un dispositif qui a été créé en 2010 pour permettre aux fournisseurs d’électricité alternatifs d’acheter de la production nucléaire. Ce mécanisme obligeait EDF à vendre jusqu’à 100 térawattheures (TWh) d’électricité à un tarif fixé par l’État, à 42 € le mégawattheure (MWh). Il était vivement critiqué pour son tarif trop bas, qui obligeait EDF à vendre de l’électricité à perte.

Ce mécanisme arrivant à terme ce 31 décembre 2025, il fallait trouver un modèle de remplacement. C’est de cette manière qu’est né le Versement nucléaire universel, aussi appelé VNU. Ce nouveau mécanisme est jugé moins protecteur des consommateurs, puisque l’électricité nucléaire sera désormais vendue au prix du marché de gros. Néanmoins, un système de taxe devrait les protéger contre les envolées de prix.

Des taxes pour limiter les flambées de prix

Dans les faits, le mécanisme s’établit sur le prix au MWh de l’électricité nucléaire défini il y a peu par la CRE. Actuellement annoncé à 60,3 €/MWh, ce tarif pourra être actualisé tous les 3 ans. À partir de ce prix de base, l’État fixera chaque année deux seuils à partir desquels la vente d’électricité sera taxée. Pour l’heure, ces seuils sont définis de la manière suivante :

• Seuil 1 : marge fixée entre 5 € et 25 €/MWh de plus que le prix de base. En cas de dépassement de ce tarif, une taxe de 50 % sera appliquée.
• Seuil 2 : marge fixée entre 35 € et 55 €/MWh de plus que le prix de base. En cas de dépassement de ce tarif, une taxe de 90 % sera appliquée.

L’argent récolté par l’État avec ces taxes sera ensuite reversé aux consommateurs par le biais d’une minoration des factures, notamment en fonction du tarif unitaire défini pour chaque client.

Un mécanisme beaucoup plus complexe

Au-delà de cette base de calcul, des mécanismes complémentaires sont également prévus pour faciliter la mise en place du VNU, comme le versement d’acomptes aux fournisseurs pour limiter les problèmes de trésorerie. Ce nouveau mécanisme devrait permettre à EDF d’obtenir une rémunération plus en adéquation avec le coût réel de l’électricité nucléaire, tout en protégeant les consommateurs de potentielles envolées des prix. En revanche, aucun mécanisme ne prévoit une protection d’EDF en cas de prix du marché de gros durablement bas.

La complexité du VNU suscite les interrogations. EDF aurait, en effet, pu opter pour un mécanisme similaire au Contract for difference (CfD), largement adopté pour les énergies renouvelables. Celui-ci fonctionne autour d’un tarif prédéterminé, et permet de protéger le producteur en cas de prix faibles avec des subventions, et le consommateur en cas de prix élevés avec des taxes. Néanmoins, il semblerait que le recours à un CfD pour le nucléaire français aurait pu engendrer des complications auprès de la Commission européenne, comme une séparation structurelle des différentes activités d’EDF.

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Elle aura nécessité 6 ans de travaux, et plusieurs milliards d’euros, mais n’est déjà plus fonctionnelle. L’AIEA vient d’annoncer que suite à l’attaque de l’arche de Tchernobyl par un drone en février dernier, cette dernière ne remplissait plus son rôle de confinement. Les réparations définitives pourraient coûter plusieurs centaines de millions d’euros. 

L’Agence internationale de l’énergie atomique (AIEA) vient de donner son avis sur la situation autour de la centrale de Tchernobyl. En février dernier, cette dernière avait été frappée par un drone explosif qui avait endommagé son arche. Malgré une réparation de fortune réalisée dans les semaines suivant l’incident, l’AIEA vient d’annoncer que la structure de confinement a perdu ses principales fonctions de sécurité, et notamment « sa capacité de fonctionnement ». La frappe de drone avait engendré un incendie sur la structure du toit et créé un trou d’une quinzaine de mètres carrés.

Pas d’augmentation de la radioactivité

Pour l’heure, pas de quoi paniquer, car les mesures relevées autour du site n’ont pas augmenté depuis l’incident, et toujours selon l’AIEA, la structure porteuse et les systèmes de surveillance n’ont subi aucun dommage. Par ailleurs, le spécialiste de sécurité nucléaire Robert Kelley a expliqué que pour le moment, seuls des rayonnements directs pouvaient s’échapper de la brèche. Or, ces derniers ne peuvent pas aller plus loin qu’un à deux kilomètres de la centrale.

En revanche, ce sont les quatre tonnes de poussière hautement radioactives qui se trouvent à l’intérieur du premier sarcophage qui inquiètent. Celles-ci sont situées dans l’enceinte construite à la hâte en 1986, dont la stabilité n’est plus assurée. D’ailleurs, la brèche de l’arche pourrait aggraver la corrosion et fragiliser le sarcophage.

Des réparations de plusieurs centaines de millions d’euros

Selon l’AIEA, il va donc falloir procéder à une réparation de l’arche. Pour rappel, cette dernière avait été achevée en 2019, et était prévue pour protéger la centrale de Tchernobyl pour les 100 prochaines années. Initialement estimé à 432 millions d’euros, son prix avait explosé pour dépasser les 2 milliards d’euros.

Un plan prévisionnel est en cours d’élaboration par la Banque européenne pour entamer cette reconstruction d’ici l’an prochain, pour un montant total de plusieurs centaines de millions d’euros.

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C’est une victoire de taille, vers la réalisation du projet Cigéo. L’ASNR vient de publier un avis favorable concernant le projet de stockage géologique des déchets nucléaires qui devrait être mis en service à Bure (Mesure) en 2050. 

Le projet Cigéo vient de franchir une nouvelle étape cruciale à sa concrétisation, cette semaine, avec la publication de l’avis technique de l’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection (ASNR). Après 30 mois d’expertise et d’instruction, l’ASNR a jugé que les conditions de sûreté du projet étaient satisfaisantes. Désormais, le projet doit être soumis à une enquête publique d’ici la fin de l’année 2026. À l’issue de cette dernière, le gouvernement pourra délivrer une autorisation de création du site par le biais d’un décret du Conseil d’État. Ce décret ne devrait pas être publié avant 2028.

Si l’échéance paraît lointaine, elle ne l’est finalement pas tant que ça pour un projet à l’envergure extraordinaire. Lancé il y a plus de 30 ans, le projet Cigéo devrait permettre le stockage définitif de déchets nucléaires à 500 mètres sous terre à partir de 2050. Sa fermeture définitive est prévue pour 2170, quand des alvéoles spécifiquement conçues auront reçu les quelque 83 000 mètres cubes de déchets prévus.

L’argile comme isolant

Le site devrait permettre le stockage de deux types de déchets : les déchets de haute activité (HA) et les déchets de moyenne activité à vie longue (MA-VL). Pour assurer une sécurité optimale, ces déchets seront stockés dans la Meuse, dans une couche d’argile imperméable formée il y a 160 millions d’années. Si d’autres pays, comme la Suède ou la Finlande, ont choisi des couches granitiques pour stocker leurs déchets nucléaires, l’argile a de nombreux avantages.

Ce matériau, qui est quasiment imperméable à l’eau, possède une ductilité naturelle qui lui permet d’absorber les éventuels mouvements tectoniques. De plus, celle-ci ralentit l’éventuelle migration de radionucléides. Cela signifie qu’en cas de fuite, il leur faudrait des centaines de milliers d’années pour éventuellement atteindre la surface. Or, sur une telle période, ils perdraient l’essentiel de leur radioactivité.

Des points de vigilance à approfondir

Malgré l’avis favorable de l’ASNR, l’Agence nationale pour la gestion des déchets radioactifs (ANDRA), qui porte le projet Cigéo, va devoir apporter des précisions sur certains points. Les sujets de vigilance identifiés sont les performances des ouvrages de scellement, ainsi que la vitesse de corrosion des conteneurs métalliques envisagés pour stocker les déchets radioactifs. Enfin, l’ANDRA devra apporter des précisions sur la maîtrise du risque d’explosion dans les alvéoles et la maîtrise du risque d’incendie pour le stockage des déchets bitumés.

L’ANDRA espère une mise en service de l’installation vers 2050. D’ici là, une phase industrielle pilote devrait permettre le stockage des premiers colis à l’horizon 2035-2040. Rappelons que sur les 83 000 mètres cubes de capacité du site, la moitié doit être allouée à des déchets déjà produits, et ne prend pas en compte les déchets qui seront produits par les nouveaux EPR. Une éventuelle extension du site nécessitera nécessaire une nouvelle autorisation.

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Les éoliennes terrestres sont souvent critiquées pour leur impact négatif sur la faune volante. Mais qu’en est-il pour les éoliennes en mer ? Pour caractériser cet impact et ainsi imaginer des solutions, un projet d’étude français a été mené autour de l’éolienne FloatGen, située au large du Croisic. Les résultats sont plutôt rassurants.

Dans la liste des reproches qui sont faits aux éoliennes, leur potentiel impact sur les oiseaux et les chauves-souris revient souvent. Il est vrai que des cadavres sont régulièrement retrouvés au pied d’éoliennes terrestres. En revanche, en mer, l’impact des éoliennes sur la faune volante est encore méconnu.

C’est justement pour en savoir plus à ce sujet qu’a été lancée l’étude Piaff & Co en 2022. Celle-ci a été menée par la fondation Open-C autour de Floatgen, première éolienne offshore de France, installée au large du Croisic (Loire-Atlantique). Cette étude réunit des partenaires comme Centrale Nantes, le Muséum national d’histoire naturelle, BW Ideol ou encore le parc éolien de Saint-Nazaire avec comme mission d’étudier les habitudes des oiseaux dans un rayon de 50 km autour de l’éolienne et de comprendre l’impact de cette dernière. Pour y parvenir, trois points de mesure acoustique et autant de capteurs vidéo ont été installés sur l’éolienne et son flotteur. En parallèle, quatre outils d’intelligence artificielle ont été déployés pour étudier les données récoltées.

Jusqu’à 60 oiseaux tués chaque année sur une éolienne

Sur 2 ans, les deux années de relevés, ce sont près de 12 500 vidéos de trajectoire d’oiseaux qui ont été enregistrées, dont 15 % ont pu être analysées. Sur ce total, les scientifiques ont remarqué que dans 80 % des cas, il n’y avait aucune interaction entre l’éolienne et l’oiseau. Dans 20 % des cas, ils ont constaté des micro-évitements (esquives), voire des méso-évitements (changements de direction). Au total, seulement deux cas ont montré une collision avec des goélands.

En réalité, le constat est plus important. Sur le flotteur de type Damping Pool, entre 2018 et 2025, 77 cadavres appartement à 15 espèces différentes ont été recueillis. Ces cadavres ont permis d’établir la mortalité du site à environ 60 individus par an. Au total, cela reste toutefois bien en deçà de la mortalité aviaire causée par les chats domestiques, estimée à 75 millions d’animaux chaque année en France.

Quelles solutions pour limiter cet impact ?

Pour l’heure, les porteurs du projet ne veulent pas faire de généralisation à partir des données obtenues. Selon eux, ce premier bilan comporte encore des limites importantes. Néanmoins, c’est un premier pas vers des solutions pour limiter l’impact des éoliennes sur les oiseaux. Ils ont notamment pu constater le rôle important de perchoir et de dortoir du flotteur pour les oiseaux. Les études devraient continuer en 2027 sur le même site du Croisic, avec le déploiement d’Eolink.

Actuellement de nombreuses mesures sont déjà prises pour limiter l’impact négatif des turbines sur les oiseaux. La vitesse de démarrage des éoliennes peut être relevée la nuit ou en période de migration. Parfois, des arrêts ciblés sont même programmés. Certains systèmes de dissuasion ont également montré leur efficacité, comme la peinture des pales, ou encore des éclairages, sons et ultrasons ciblés.

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Si vous êtes adeptes du DIY, vous allez bientôt pouvoir vous faire une table basse avec des morceaux d’éoliennes. C’est plus ou moins ce que propose Vattenfall, en lançant un outil mettant à disposition du plus grand nombre des composants d’éoliennes démantelées. Un outil qui devrait ravir les designers du monde entier. 

Que faisait donc l’énergéticien Vattenfall à la Dutch Design Week, l’un des plus grands festivals de design d’Europe ? Si sa présence peut surprendre, le fabricant avait, en réalité, une bonne raison d’y exposer. Il y a, en effet, présenté son nouvel outil baptisé « Rewind ». Il s’agit d’un outil numérique rendant accessible au plus grand nombre des composants d’éoliennes démantelées.

Réutiliser plutôt que recycler

Avec cet outil, qu’il qualifie d’entrepôt numérique, le fabricant veut encourager le réemploi des quelque 10 000 pièces qui composent une turbine d’éolienne. Si 90 % de ces composants sont déjà recyclés, leur réemploi sans transformation importante permettrait d’en réduire l’impact environnemental, d’autant que la plupart de ces pièces affichent une durée de vie supérieure aux turbines. Toujours selon Vattenfall, la durée de vie d’une pale dépasserait ainsi les 50 ans.

En se présentant à la Dutch Design Week, le turbinier veut alimenter l’inspiration des designers pour faire émerger de nouveaux usages. Différents secteurs pourraient se révéler particulièrement adaptés à la réutilisation de pièces. Dans le domaine de l’agriculture, les boîtes de vitesses, les mécanismes d’orientation et autres pompes pourraient être réemployés dans le cadre de systèmes d’irrigation. Une vue d’artiste de Vattenfall présente même une pale d’éolienne servant de bras d’arrosage.

Dans le domaine de la mobilité, les générateurs et convertisseurs pourraient être réutilisés comme bornes de recharge tandis que les capots de nacelle pourraient servir de structure extérieure. Enfin, les panneaux composites pourraient avoir une nouvelle vie dans le domaine de la construction, ou en tant qu’élément de mobilier urbain.

Vattenfall n’en est pas à son coup d’essai

Ce n’est pas la première fois que Vattenfall propose une vision différente du simple recyclage, pour valoriser les composants démantelés de ses éoliennes. L’année dernière, le fabricant avait présenté un logement construit à l’intérieur d’une nacelle de V80-2.0. Cette sorte de tiny house rétro futuriste dispose de tout le confort moderne comme une cuisine, une salle de bain, une pompe à chaleur et des panneaux solaires, le tout dans un espace contraint de 10 m de long par 4 m de large.

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Si les projets éoliens offshore tendent à s’éloigner des côtes pour gagner en efficacité tout en limitant l’impact visuel, encore faut-il pouvoir les raccorder à la terre ferme. Pour que ce raccordement soit toujours possible d’un point de vue technique et économique, un groupe de recherche explore la piste de la supraconductivité. 

À mesure que les projets éoliens s’éloignent des côtes, leur raccordement électrique devient de plus en plus délicat. De nombreux facteurs viennent altérer ce transport, et engendrent des pertes importantes que les ingénieurs tentent de compenser par des équipements toujours plus complexes et coûteux. C’est dans ce contexte qu’est né le projet SupraMarine. Porté par des références industrielles françaises, il vise à simplifier le transport d’électricité des parcs éoliens offshore grâce à un phénomène quantique : la supraconductivité.

Découverte en 1911, la supraconductivité est un état de la matière qui présente deux caractéristiques principales : une résistance électrique nulle, et une expulsion totale du champ magnétique qui l’entoure. Cet état, qui est l’une des rares manifestations de physique quantique à l’échelle macroscopique, ne se rencontre qu’à une température proche du zéro absolu.

Limiter les pertes, et simplifier les installations

Les premiers parcs éoliens offshore ont été raccordés grâce à des liaisons haute tension en courant alternatif. Mais sur de grandes distances, des phénomènes physiques comme l’effet de peau obligent à surdimensionner la section des câbles. À cette problématique s’ajoute l’effet capacitif, particulièrement présent dans des conditions sous-marines ou souterraines, qui correspond à la génération d’un courant parasite réduisant fortement la puissance utile du câble.

Face à ces fortes contraintes, de plus en plus de parcs sont reliés à la terre ferme grâce à des liaisons HVDC. La technologie du courant continu a l’avantage de ne pas subir les contraintes de l’effet de peau ou de l’effet capacitif. Il en résulte des pertes de 30 à 50 % moins importantes, ainsi que des câbles de section inférieure. Néanmoins, ces câbles ne peuvent être utilisés qu’avec la mise en place de convertisseurs AC/DC à chaque extrémité. Or, ces infrastructures sont très imposantes. À titre d’exemple, alors que la partie haute de la sous-station du parc de Saint-Nazaire pèse 2 500 tonnes (480 MW), la sous-station BorWin 2 pèse 12 000 tonnes pour 800 MW !

Enfin, les équipements nécessaires aux liaisons HVDC sont particulièrement coûteux. La sous-station du parc Centre Manche 1 devrait coûter 2,7 milliards d’euros, alors que celle du parc de Saint-Brieuc avoisine les 260 millions d’euros.

Un premier démonstrateur prévu pour 2028

Refroidir le câble de transport d’électricité jusqu’à une température proche du zéro absolu ferait presque disparaître les pertes d’énergie liées à ces différents phénomènes physiques. En conséquence, il serait ainsi possible d’utiliser des sections de câble beaucoup moins importantes et donc de réaliser des économies colossales.

Pour mener cette expérimentation à bien, le programme SupraMarine bénéficie de 7,3 millions d’euros de subventions, financées par l’État via le France 2030. Pour espérer la mise en service d’un premier démonstrateur dès 2028, les rôles sont déjà bien définis. Centrale Supélec devrait fournir l’appui scientifique ainsi que les plateformes expérimentales, tandis qu’Air Liquide devrait apporter son savoir-faire pour la création d’une usine cryogénique. ITP Interpipe devrait fournir une enveloppe cryostat à double paroi, et Nexans se chargerait de la fabrication des câbles haute tension et courant alternatif. Enfin, RTE a un rôle de supervision afin de permettre la réussite d’une intégration au réseau.

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Avoir un trésor décarboné sous ses pieds, c’est bien, mais encore faut-il pouvoir en faire quelque chose. Une équipe de recherche française a mis au point une technologie permettant d’exploiter l’hydrogène naturel piégé dans les tréfonds de la Lorraine. 

Il y a maintenant deux ans, la Française de l’Énergie (FDE) annonçait avoir découvert de l’hydrogène naturel dans les sous-sols lorrains grâce à Regalor, un projet de recherche initialement porté sur l’exploitabilité du gaz de charbon lorrain. Cette découverte laissait alors entrevoir le potentiel du plus grand gisement de dihydrogène naturel au monde.

Néanmoins, la caractérisation de ce gisement et sa potentielle exploitation sont d’une grande complexité. En effet, ce dihydrogène est dissous dans des nappes d’eau souterraines. Pour en savoir plus, un nouveau projet de recherche vient donc d’être lancé sous le nom de Regalor II. Il sera porté par la même équipe de recherche que le précédent, à savoir le laboratoire GéoRessources de l’université de Lorraine et du CNRS. Ce projet vise à comprendre l’origine de ce dihydrogène, à caractériser cette ressource et à définir une méthode d’exploitation. Le projet comporte également des industriels comme Saint-Gobain ou Teréga.

Une technologie semblable au Gore-tex

Pour cela, les équipes du projet pourront s’appuyer sur une technologie mise au point pour le projet Regalor, qui a permis de mesurer les concentrations de gaz dans les eaux souterraines. Cette technologie prend la forme d’une sonde équipée d’une membrane semi-perméable. Un peu à la manière du Gore-Tex, technologie bien connue des amateurs de randonnée, cette membrane laisse passer les gaz tout en restant imperméable à l’eau. Contrairement au Gore-Tex, qui fonctionne à une pression atmosphérique, la membrane développée pour Regalor est efficace par des pressions pouvant atteindre 100 à 200 bars.

Cette sonde devrait, dans un premier temps, permettre de déterminer avec exactitude la taille du gisement. Cette mission s’annonce complexe, car la teneur en hydrogène dans l’eau varie en fonction de la pression. Dans un deuxième temps, cette technologie pourrait servir de base à la mise en place d’une usine d’exploitation capable de valoriser cet hydrogène. D’ailleurs, l’objectif de La Française de l’Énergie est ambitieux : mettre l’hydrogène produit sur le marché dès 2029-2030.

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Quel meilleur endroit en France que le paradis des surfeurs pour produire de l’électricité grâce aux vagues ? Au large de l’Adour, un nouveau projet houlomoteur se dessine. Si la zone affiche un potentiel intéressant, l’évolution technologique de la production houlomotrice est encore incertaine.  

Quel meilleur endroit que les Landes, pour produire de l’électricité à partir de la houle ? Inspiré par un projet en cours de développement au Pays basque, un partenariat d’innovation étudie actuellement la possibilité d’installer une ferme houlomotrice au large de l’estuaire de l’Adour, dans une zone de 5 km² située à 6 km des côtes. Une campagne de mesures devrait débuter mi-2026 et s’étendre sur 18 mois. Il faut dire que le site profite d’une houle régulière et puissante. La valorisation de l’énergie de cette houle pourrait permettre le fonctionnement d’une ferme de plusieurs dizaines de mégawatts de puissance.

Le projet WavePI, qui est développé à quelques kilomètres plus au sud, au large de Biarritz, veut être le fer de lance français de l’énergie houlomotrice. Plus d’un million d’euros ont déjà été investis dans le développement du projet, et la région a mobilisé une réserve foncière de 5 à 10 hectares sur le port industriel de Bayonne pour implanter la filière et en assurer le support logistique.

Quelle technologie utiliser pour produire de l’électricité d’origine houlomotrice ?

Malgré l’ambition des acteurs locaux d’exploiter l’énergie des vagues, il reste un défi majeur à surmonter : la conception et la fabrication d’une unité de production à la fois fiable et performante. Depuis plusieurs années, les prototypes se multiplient, mais à l’instar des hydroliennes, qui tirent leur énergie du courant marin, les convertisseurs d’énergie des vagues sont soumis à des contraintes extrêmes, ce qui rend leur conception particulièrement difficile.

Parmi les démonstrateurs en cours de développement, Seaturns fait partie des plus avancés. Après plusieurs campagnes d’essais à échelle réduite, la startup vise le déploiement d’un démonstrateur taille réelle en Nouvelle-Aquitaine. Si ces essais en mer se montrent concluants, le houlomoteur pourrait même être industrialisé et commercialisé dès la fin de l’année 2026.

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Si elle ne possède pas de centrale nucléaire active, la Norvège considère l’atome comme indispensable pour un avenir décarboné. Le pays compte notamment sur le nucléaire pour décarboner le transport maritime. Voici comment. 

Dans une dynamique de décarbonation des usages à l’échelle mondiale, le secteur maritime reste un défi colossal. Il représente à lui seul 2 à 3 % des émissions de CO₂ dans le monde. De nombreuses pistes sont étudiées pour permettre cette décarbonation : certains misent sur l’ammoniac tandis que d’autres comptent sur la force du vent. Mais comme pour la production d’électricité décarbonée, le nucléaire suscite de plus en plus d’espoir pour atteindre le zéro carbone.

La Norvège fait partie des pays les plus intéressés en la matière. Le pays scandinave a, en effet, lancé le programme NuProShip, qui vise à concevoir un navire civil à propulsion nucléaire dès 2031. Pour cela, le consortium composé d’industriels et de chercheurs a d’abord étudié quelque 99 projets de réacteurs SMR pour envisager leur compatibilité avec la propulsion de navires.

Désormais, la deuxième phase de ce programme, en partie subventionnée par le gouvernement norvégien, devrait permettre le développement de prototypes issus de deux technologies différentes : les réacteurs à sels fondus (MSR) et les réacteurs de type gaz-hélium.

Un combustible nucléaire spécifique

Pour le développement d’un navire nucléaire civil, dont les applications pourraient aller du porte-conteneur de grande taille au brise-glace, en passant par le navire de croisière ou le méthanier, la sécurité est mise au centre des discussions. Ainsi, le programme s’appuie exclusivement sur des technologies fonctionnant avec une faible pression dans le réacteur, et bénéficiant d’une sécurité passive.

Surtout, les deux réacteurs envisagés devraient utiliser le combustible TRISO. Mis au point dans les années 1960, ce dernier est considéré comme l’un des combustibles les plus sûrs au monde. Il se compose de minuscules particules d’uranium enfermées dans des couches protectrices qui servent de première barrière de confinement. Celles-ci permettent ainsi de retenir les produits de fission. Chaque particule mesure environ 1 millimètre d’épaisseur.

Compacité et sécurité

Grâce à cette composition spécifique, le combustible TRISO affiche une très grande tolérance à la chaleur et peut résister à des températures extrêmes, pouvant atteindre les 1600 degrés Celsius. De plus, il améliore la sûreté en confinant les produits de fission et les gaz, ce qui réduit les risques de prolifération en cas d’accident. Il pourrait résister près de 10 000 ans sous l’eau sans fuite.

Outre l’adaptation des technologies de réacteur à une utilisation maritime, le programme va devoir également dessiner les contours de l’arrivée future de navires nucléaires dans les zones portuaires.

L’article Navire civil à propulsion nucléaire : la Norvège veut en fabriquer dès 2031 est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

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

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

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

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

La STEP du Lac Noir de nouveau indispensable ?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Un risque de déstabilisation sur ces réseaux non interconnectés

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

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

Une mise en place progressive

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

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

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

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

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

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

1 200 MW sur les 1 620 MW déjà atteints

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

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

La pleine puissance, avant un arrêt d’un an

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

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

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

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

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

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

Procédé NaCRe : objectif circularité

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

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

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

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

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

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

Des appels d’offres infructueux

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

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

L’éolien offshore dans une tourmente mondiale

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

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

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

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

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

Des conditions climatiques propices

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

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

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

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

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

Une éolienne volante retenue par un câble

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

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

Qu’est-ce que l’effet Magnus ?

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

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

Un début de commercialisation dès 2026

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

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

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

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

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

Optimiser les coûts

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

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

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

Réorganiser le nucléaire

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

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

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

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

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

Décarboner le mix électrique, mais pas seulement

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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