Ce n’est pas le premier. Et à l’allure où vont les choses, ce ne sera probablement pas le dernier fabricant de panneaux solaires photovoltaïque européen à prendre cette décision. Solarwatt vient d’annoncer la fin de sa production en Allemagne.

Les États-Unis ont pour ainsi dire fermé leurs portes aux panneaux solaires produits en Chine. Résultat, les fabricants chinois se sont lancés à l’assaut de l’Europe. Ils inondent notre marché de modules photovoltaïques environ 50 % moins chers que ceux produits sur notre vieux continent. Difficile, dans ces conditions, de résister à la concurrence. Il y a moins d’un mois, notre gouvernement a d’ailleurs dévoilé un plan visant à stimuler la production de panneaux solaires sur notre sol. Mais l’usine française Systovi a déjà dû cesser ses activités. En Allemagne, le fabricant suisse de modules solaires Meyer Burger a annoncé quelque 500 licenciements. Et aujourd’hui, c’est au tour de Solarwatt de planifier l’arrêt de la production sur son site de Dresde au mois d’août prochain.

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Des panneaux solaires allemands fabriqués… en Asie

Depuis 2017, le groupe allemand avait déjà externalisé une partie de sa production vers l’Asie. Pas moins de 80 % de ses modules sont déjà fabriqués là-bas par des sous-traitants. Même si la conception et les tests qualité restent réalisés en Allemagne.

Jusqu’ici, la capacité de production de l’usine Solarwatt de Dresde était de l’ordre de 300 mégawatts. Surtout des modules PERC verre-verre. Eux aussi seront donc désormais fabriqués en Asie. Et les quelque 190 employés concernés par la fermeture seront réorientés vers d’autres services du groupe. Les laboratoires et les stations d’essai de l’usine allemande resteront en service. Une équipe continuera à travailler au contrôle qualité et au développement ainsi qu’au maintien du parc de machines. Au moins pendant trois ou quatre ans. Pour ne pas fermer la possibilité de relancer la production de panneaux solaires à Dresde si les conditions économiques venaient à s’améliorer. Alors que la « prime de résilience » que Solarwatt attendait de l’Allemagne n’est pas venue, l’entreprise espère désormais que le coup de pouce viendra de l’Europe. Et pourquoi pas, du Net-zero Industry Act (NZIA) adopté récemment.

Solarwatt se concentre sur d’autres activités

En attendant, Solarwatt annonce vouloir se recentrer sur ce que les experts appellent le couplage sectoriel. Comprenez, le développement de systèmes de gestion de l’énergie qui permettent d’utiliser efficacement l’électricité solaire photovoltaïque autoproduite avec une pompe à chaleur et une voiture électrique. Le tout grâce à la recharge bidirectionnelle et à des tarifs intelligents.

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À l’occasion de son discours prononcé à La Sorbonne, Emmanuel Macron a donné sa vision de l’Europe de demain. Un continent sur lequel l’électricité produite par l’atome franchirait les frontières.

Le 25 avril, le président de la République a prononcé un discours sur l’Europe dans le grand amphithéâtre de la Sorbonne, sept ans après une première allocution au même endroit. À quelques semaines du scrutin européen, cette intervention présidentielle était très attendue des observateurs politiques.

L’atome, au cœur de la politique énergétique européenne ?

Du côté de l’énergie, le président de la République n’y est pas allé par quatre chemins. Il a clairement annoncé vouloir « construire l’Europe de l’atome » alors même que les États membres de l’Union européenne (UE) sont très divisés sur la question. D’un côté, il y a les pronucléaires, menés par la France qui rassemble d’autres pays comme la Pologne, la Bulgarie, la Croatie et l’Estonie. Rassemblés en Alliance du nucléaire, ces États entendent s’appuyer sur l’énergie nucléaire pour décarboner leur production d’électricité. À l’opposé, les antinucléaires emmenés par l’Allemagne sont farouchement opposés, principalement en raison des risques liés à l’exploitation des centrales et de la difficulté de traitement des déchets nucléaires.

Dans son discours, Emmanuel Macron rappelle donc la position de la France au sujet du nucléaire et semble vouloir en finir avec la division pro et antinucléaire. Pour lui, tout ce qui compte est de pouvoir produire de l’électricité décarbonée : « qu’importe qu’ils soient produits avec du renouvelable ou du nucléaire, on s’en fiche. Si, sur le sol européen, on sait produire des électrons décarbonés, c’est une chance parce que ça évite l’électron carboné et ça évite celui qu’on importe ». Le message est clair. Il faut éviter d’importer et d’avoir recours aux énergies fossiles. D’ailleurs, Emmanuel Macron s’est félicité de la capacité de l’UE à réduire sa dépendance aux hydrocarbures russes, depuis la guerre en Ukraine.

Le président de la République rappelle également l’importance des interconnexions sur le territoire européen en affirmant qu’« il nous faut bâtir une Europe de la libre circulation des électrons décarbonés ». Aujourd’hui, le sol européen est maillé autour de plus de 400 interconnexions qui permettent aux États de vendre ou acheter de l’électricité en fonction de leurs besoins. Rappelons que la France est championne de l’exportation d’électricité sur le territoire européen.

L’UE doit devenir un leader mondial dans 5 secteurs énergétiques stratégiques

Le président français souhaite également que l’Union européenne devienne d’ici 2030 un « leader mondial » dans cinq secteurs stratégiques qui bénéficieraient de dispositifs de financement dédiés. Parmi eux, on retrouve les nouvelles énergies qui comprennent l’hydrogène, les petits réacteurs modulaires (SMR) et la fusion nucléaire. S’agissant de l’hydrogène, la France devrait voir sa filière se développer dans les prochaines années. Ainsi, un projet d’usine de production d’hydrogène vert est en cours au Havre. Porté par l’entreprise Lhyfe, il va bénéficier d’un soutien de l’État pouvant aller jusqu’à 149 millions d’euros, puisqu’il a été reconnu comme projet important d’intérêt européen commun (PIIEC) par la Commission européenne. L’hydrogène vert sera un outil permettant de décarboner l’industrie.

En ce qui concerne les SMR, cette technologie nucléaire de troisième génération est moins puissante qu’un réacteur classique, mais sa construction est plus simple et moins onéreuse. De nombreux projets sont en cours dans le monde. En France, un appel à projets a eu lieu en 2023 concernant les « réacteurs nucléaires innovants », dans le cadre du plan France 2030. Plusieurs projets de SMR ont été retenus et bénéficieront ainsi du soutien de l’État.

Enfin, alors que nos centrales nucléaires fonctionnent grâce à la fission nucléaire qui utilise l’énergie produite par la dislocation de l’atome, des études sont en cours pour exploiter la fusion nucléaire. Plus complexe à mettre en œuvre, la fusion consiste à créer un atome à partir de deux atomes plus légers. Les recherches avancent dans le domaine, notamment aux États-Unis. En Europe, il y a le projet ITER, issu d’une coopération internationale avec plusieurs pays dont le Japon et la Chine. Mais la construction du réacteur a pris du retard et sa mise en route ne devrait pas avoir lieu avant 2030. En clair, pour le président français, l’avenir énergétique de l’UE passera par l’atome, que ce soit par l’exploitation des centrales nucléaires classiques ou par le recours à d’autres technologies nucléaires (SMR, fusion).

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Le projet français Nuward qui porte sur l’élaboration d’un mini réacteur modulaire mené par EDF va pouvoir continuer à bénéficier du soutien de l’État français. La Commission européenne vient de valider le versement d’une subvention conséquente qui devrait faire avancer le développement de cette technologie.

La France compte sur le nucléaire pour décarboner son mix énergétique. Mais au-delà de la prolongation du parc existant et de la construction de nouveaux réacteurs, le pays mise sur une nouvelle technologique prometteuse : les mini réacteurs modulaires abrégés en SMR pour sa version anglaise (small modular reactor).

Feu vert de la Commission européenne pour une aide XXL

En 2023, EDF a créé une filiale dénommée Nuward qui est chargée du développement du SMR français. Par comparaison avec un réacteur nucléaire classique, le SMR est moins puissant, mais présente la particularité d’être plus facile à construire et moins onéreux. Le projet Nuward porte sur le développement de deux réacteurs de 170 mégawatts (MW) chacun avec l’objectif de mettre en service un prototype avant 2035. À terme, EDF souhaite parvenir à développer cette technologique pour fabriquer des SMR en série au cours des prochaines décennies, pas seulement à destination du territoire français, mais pour le marché mondial.

Afin de bénéficier du soutien financier de l’État, indispensable pour mener à bien le projet, il est nécessaire d’obtenir une autorisation préalable de la Commission européenne. Et cette dernière vient d’autoriser le versement d’une subvention de 300 millions d’euros pour le projet Nuward. Cette aide n’est pas la première accordée par l’État français à la filiale d’EDF puisqu’en décembre 2022, Bruxelles avait déjà donné son feu vert pour l’octroi d’une subvention de 50 millions d’euros.

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Le nucléaire gagne du terrain à Bruxelles

Cette nouvelle aide devrait permettre de poursuivre les recherche et développement (R&D) du projet jusqu’en début d’année 2027. Pour valider ce soutien financier de l’État français, la Commission a vérifié que plusieurs critères étaient remplis, parmi lesquels le fait que l’aide avait « des effets positifs qui l’emportent sur toute distorsion potentielle de la concurrence et des échanges dans l’UE ».

Cette décision intervient dans un contexte devenu plus favorable pour l’atome à Bruxelles. Après l’Alliance du nucléaire créée en 2023 à l’initiative de la France et qui rassemble plusieurs États favorables à l’utilisation de l’atome pour la décarbonation de leur mix énergétique, il existe désormais une alliance industrielle européenne des petits réacteurs modulaires. Pour la Commission européenne, cette alliance « est la dernière initiative en date visant à renforcer la compétitivité industrielle et à garantir une chaîne d’approvisionnement solide et une main-d’œuvre qualifiée dans l’UE ».

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L’électricité renouvelable, c’est bien. Penser au recyclage des systèmes qui permettent de la produire, c’est encore mieux. Celui des panneaux solaires photovoltaïques, justement, s’organise. Et la Belgique, par exemple, voit ses chiffres s’envoler.

Un panneau solaire photovoltaïque, ce n’est pas éternel. Sa durée de vie moyenne est estimée à 30 ans, même si les plus vieilles installations dépassent les 40 ans. Ainsi, en France, plus de 150 000 tonnes de tels panneaux devraient être mis au rebut d’ici 2030. Se basant sur la puissance photovoltaïque installée en 2019, l’Agence internationale des énergies renouvelables projette que la France devra même recycler environ 850 000 tonnes de panneaux dans les 30 prochaines années. Cela peut sembler beaucoup. Mais à titre de comparaison, sachez que 12 000 millions de tonnes de déchets plastiques devraient être produites d’ici 2050.

Sur l’année 2022, Soren, l’éco-organisme agréé par les pouvoirs publics pour la collecte et le traitement des panneaux usagés, annonçait avoir collecté près de 3 900 tonnes de systèmes photovoltaïques. Les sites de recyclage de panneaux solaires, eux, évoquaient un chiffre de plus de 4 000 tonnes. En 2023, le chiffre de Soren était monté à 5 000 tonnes. Et l’objectif 2030 est de pas moins de 42 000 tonnes. Pour un recyclage visé de haute valeur ajoutée.

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La Belgique recycle des panneaux solaires en masse

Avant 2017 toutefois, les panneaux démontés en France étaient envoyés en Belgique pour y être valorisés. Et justement, PV Cycle Belgique annonce aujourd’hui de son côté avoir collecté un record de plus de 400 tonnes de panneaux solaires durant le premier trimestre 2024. L’équivalent de quelque 18 500 panneaux photovoltaïques. Un chiffre qui peut sembler léger comparé à celui de la France. Mais un chiffre en nette progression par rapport à celui de l’année 2023. L’année dernière en effet, PV Cycle Belgique n’avait collecté, en tout et pour tout, que 658 tonnes de panneaux solaires photovoltaïques. Selon le spécialiste de la collecte et du recyclage des panneaux solaires en Belgique, la quantité de panneaux recyclés a plus que quadruplé dans le pays ces cinq dernières années.

Et ce n’est pas terminé. Puisque le nombre de panneaux solaires installés en Belgique ne cesse d’augmenter. Fin 2023, le pays a atteint une puissance cumulée d’au moins 10 gigawatts-crête (GWc). C’est 70 % plus que l’année d’avant. De quoi permettre au plat pays de caracoler dans le peloton de tête des pays qui comptent le plus de panneaux photovoltaïques par habitant. Alors PV Cycle Belgique se prépare en nouant des partenariats. Avec des professionnels du recyclage, mais aussi avec des vendeurs de panneaux. Plus de 400, désormais.

Le recyclage des panneaux solaires prévu dès la conception et la vente

D’un point de vue pratique, rappelons qu’en Belgique comme en France, une écoparticipation — autour de 1 euro par panneau — versée à l’achat autorise à déposer ses panneaux en fin de vie dans un point de collecte. Il en existe environ 200 dans notre pays. Et sachez qu’aujourd’hui, en moyenne, plus de 94 % des matériaux qui composent un système photovoltaïque sont recyclables. Le verre — entre 70 et 80 % du panneau —, l’aluminium, le plastique, le suivre ou l’argent, mais aussi le silicium. Ce dernier peut être recyclé 4 fois et se retrouver dans de nouveaux panneaux solaires ou dans des appareils électroniques divers.

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La centrale nucléaire de Cattenom en Moselle met en pause son réacteur numéro 1 pour une durée de cent jours. Cette décision, loin d’être une conséquence d’incidents techniques, répond à une surproduction d’électricité en France.

Centrale nucléaire de Cattenom : une surproduction d’électricité inédite

La France connaît actuellement une baisse significative de sa consommation d’électricité. Ce printemps 2024, la production issue des énergies renouvelables telles que les éoliennes et les panneaux solaires a largement suffi à répondre aux besoins, engendrant une surproduction notable. En conséquence, la centrale de Cattenom se voit contrainte de suspendre l’activité de son réacteur numéro 1. Jérôme Le-Saint, directeur de la centrale, précise sur France 3 Lorraine : « C’est une question de gestion optimisée du combustible et de calendrier de maintenance. »

Contrairement à ce que l’on pourrait craindre, l’arrêt temporaire du réacteur n’entraîne aucun chômage partiel parmi le personnel. « La gestion de la production se fait au niveau national et il n’y a pas d’inquiétude pour l’emploi », assure un membre du Comité Social et Économique (CSE). Cette période sera utilisée pour avancer des opérations de maintenance initialement prévues.

Aucune répercussion sur les prix à priori

L’arrêt de ce réacteur, ainsi que celui d’autres centrales en France (Tricastin et Dampierre-en-Burly), pose la question de son impact sur le marché de l’énergie. Cependant, grâce à la performance des énergies renouvelables ce printemps, aucune tension n’est anticipée sur les prix ou la disponibilité de l’électricité. Cet arrêt est perçu non comme une contrainte, mais comme une opportunité d’ajuster les capacités de production aux réalités de la consommation.

Cet arrêt pourrait bien être une répétition générale pour d’autres interruptions planifiées. « Nous avons cent jours pour préparer la centrale à l’hiver prochain », indique Jérôme Le-Saint. Cette gestion anticipative pourrait devenir un modèle pour d’autres centrales en Europe.

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Marc tient la chaîne Youtube Univers Tesla, bien sûr dédiée aux véhicules de la célèbre marque, mais pas seulement. Il s’intéresse également à l’énergie photovoltaïque, à l’autonomie, et aux moyens de réduire sa facture d’énergie. Et il vient d’opter pour l’option Tempo, dont il compte bien utiliser le plein potentiel. Nous avons interrogé Marc pour savoir comment il s’y est pris pour « tuer le game ».

Pour réduire notre dépendance aux combustibles fossiles, il n’existe pas aujourd’hui de nombreuses alternatives : la plus directe consiste à électrifier. C’est en tout cas la stratégie choisie par Marc, de la chaîne Youtube Univers Tesla. Ce dernier s’est équipé de deux voitures électriques : deux Tesla Model 3, une Long Range dotée d’une batterie de 75 kWh, et une version Standard de 60 kWh. Son domicile est équipé d’une pompe à chaleur pour le chauffage, d’un chauffe-eau thermodynamique pour l’eau chaude sanitaire (ECS), ainsi que d’une centrale photovoltaïque de 12 kW (sans contrat de revente).

Dernièrement, Marc a fait l’acquisition d’une batterie de 30 kWh, une capacité conséquente pour un logement. Et c’est cette dernière qui va lui permettre d’utiliser au mieux l’option Tempo.

Quelle stratégie pour optimiser l’option Tempo d’EDF ?

L’option Tempo, que nous avons déjà largement abordée dans nos colonnes, est une option du Tarif réglementé de vente de l’électricité (TRVE) proposé par EDF. Il comprend trois tarifs :

Le tarif de l’option Tempo est donc très avantageux avec des économies allant de 30 à 40 % environ la plupart du temps. Sauf 22 jours/an, les « jours rouges », où le tarif peut être multiplié par 3 durant les heures pleines. La stratégie d’optimisation de sa facture avec Tempo est donc claire : acheter de l’électricité pendant les périodes de tarif bleus et blancs, particulièrement en heures creuses, et en acheter le moins possible pendant la période de tarif rouge en heures pleines.

Mais pour en acheter le minimum, il faut avoir une stratégie bien rodée : « en plein été, les panneaux photovoltaïques donnent à plein et il est possible de fonctionner, voire de rouler à 100 % au solaire. Mais en hiver, ce n’est plus possible, et c’est en hiver qu’il y a les jours rouges. J’ai donc longtemps hésité à passer à l’option Tempo. Mais aujourd’hui, je suis confiant. »

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Comment passer les jours rouges sereinement ?

Marc a réalisé une analyse très précise du calendrier de l’option Tempo, et sa correspondance avec la météo de Toulouse, où il habite. « J’ai constaté que les jours rouges se produisaient le plus souvent lors des périodes de froid, mais ces périodes de froid ne correspondent pas systématiquement à des périodes sans soleil. Au contraire ! 50 % du temps, il fait froid et le temps n’est pas couvert. » Pendant ces jours, l’installation photovoltaïque continue donc à produire beaucoup, et il n’a pas besoin d’acheter de l’électricité sur le réseau, même lorsque ce sont des jours rouges.

Par ailleurs, il a multiplié ses capacités de stockage. Il a doublé sa capacité de stockage d’ECS en utilisant un ancien cumulus électrique. « Il s’agit d’une installation préexistante, que j’ai pu mettre à contribution. » Ce cumulus réduit globalement le rendement électrique de la production d’ECS, mais elle permet d’augmenter l’autoconsommation en stockant de l’eau chaude produite les jours ensoleillés. Autre subtilité : il alimente son lave-vaisselle directement avec cette eau chaude, ce qui réduit d’autant les besoins électriques.

Enfin, Marc a fait l’acquisition d’une batterie électrique, de marque Gobel Power, de technologie LFP, et pour une capacité totale de 30 kWh.Elle a une durée de vide 6 000 cycles. Si l’on consulte le site de Gobel Power, une telle batterie pourrait coûter de l’ordre 6 000 € (en incluant l’électronique, mais hors main d’œuvre), voire seulement 4 800 € en autoconstruction de la batterie en kit. En considérant l’hypothèse haute de prix, une charge comprise entre 10 et 90 % de la capacité de la batterie, de façon à préserver autant que possible sa durée de vie, le coût de stockage de l’électricité est de l’ordre de 0,04 €/kWh stockés.

Le surcoût du stockage est donc inférieur à la différence entre les prix de l’option Tempo (jours bleus et blancs) et les prix de l’option Heures Pleines-Heures Creuses. Une électricité Tempo achetée au bon moment et stockée revient donc au même prix que l’électricité achetée sur la base de contrats plus classiques.

Voilà pourquoi Marc a sélectionné l’option Tempo : l’ensemble de son installation lui permet aujourd’hui d’envisager en toute sérénité le passage des jours rouges, sans avoir à acheter de l’électricité pendant ces périodes à éviter. « Je ne voulais pas avoir à faire la loi à la maison, et stresser tout le monde les jours rouges. Là, je serais zen. » Zen, tout en réduisant sa facture et en participant à l’équilibre électrique du réseau, que demander de plus ?

Retrouvez l’installation de Marc dans sa vidéo Youtube.

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Le projet pilote de trois éoliennes flottantes Eolmed, situé au large de Gruissan en Méditerranée, va-t-il vraiment voir le jour ? Alors que le chantier a démarré il y a un an maintenant, son développeur rencontre des difficultés financières, à l’instar des autres porteurs de projets éoliens flottants en France : Provence Grand Large (PGL) et Éoliennes flottantes du golfe du Lion (EFGL). Si aucune solution n’est trouvée, cette situation pourrait mettre en difficulté toute la filière française de l’éolien flottant.

La société Qair tire la sonnette d’alarme ! Le budget de son projet pilote Eolmed, composé de 3 éoliennes flottantes de 10 MW, est en train d’exploser. En cause, un monde qui a bien changé depuis 2016, année d’attribution du projet par l’ADEME. Initialement estimé à 212 millions d’euros, le projet subit de plein fouet les conséquences du Covid, de l’inflation et de la guerre en Ukraine. Résultat, le prix des matières premières ne cesse de grimper et le projet cumule déjà une année complète de retard.

Pour l’heure, Qair estime les surcoûts à plus de 50 % de l’enveloppe initiale. La situation est donc particulièrement tendue. Olivier Guiraud, directeur du développement des énergies marines renouvelables chez Qair, a récemment annoncé qu’en l’absence de soutien de la part du gouvernement, la société serait dans l’obligation de refuser les hausses de tarifs de ses fournisseurs, ce qui pourrait mettre en péril l’ensemble du projet et de la filière. Aujourd’hui, le taux de retour sur investissement de ce projet frôle les 0 %, sans compter d’éventuelles charges supplémentaires lors des 20 ans d’exploitation du futur parc.

L’entreprise française n’est d’ailleurs pas la seule concernée. De son côté, Ocean Winds est dans une situation similaire sur son projet des Éoliennes flottantes du golfe du Lion (EFGL). EDF Renouvelables, qui s’apprête à mettre en service le parc Provence Grand Large (PGL), n’a pas non plus réussi à atteindre l’équilibre financier à cause de problèmes similaires.

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Un tarif d’achat de l’électricité qui n’est plus en adéquation avec la réalité actuelle

Face à l’urgence de la situation, les trois entreprises ont envoyé une demande de soutien au gouvernement français en février dernier. Ce dernier est bien au fait des difficultés financières que rencontrent le secteur des énergies renouvelables. Pour aider les acteurs de la filière, il a même mis en place en urgence, par l’intermédiaire de la commission de régulation de l’énergie (CRE), un dispositif appelé coefficient d’indexation K, censé protéger les producteurs contre le risque d’évolution du prix des matières premières et des coûts de financement entre la désignation en tant que lauréat et la décision finale d’investissement. Mais il y a un hic : ce coefficient ne s’applique pas aux trois projets pilotes méditerranéens, mais uniquement aux projets issus de la programmation pluriannuelle de l’énergie.

En 2016, lors de l’attribution des projets, le prix d’achat du mégawattheure (MWh) avait été fixé à un tarif déjà très élevé de 240 €/MWh, prenant compte le caractère expérimental des projets. À l’époque, le prix de l’électricité, sur le marché SPOT, était de 40 €/MWh. Il dépasse aujourd’hui les 90 €/MWh. Pour se faire une idée, le premier parc éolien flottant pilote de France, PGL, a nécessité un investissement estimé à plus de 300 millions d’euros. Cela représente environ 100 millions par éolienne, contre 25 millions d’euros pour une éolienne en mer posée commerciale, ou 57 millions d’euros pour le premier parc éolien flottant commercial du monde en Norvège.

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EDF travaille à l’élaboration des chantiers de construction des six nouveaux réacteurs nucléaires EPR2. Pour cela, une étape vient d’être franchie avec une commande d’un montant historique de 8 milliards d’euros auprès de Framatome. Cette commande est destinée à équiper les futurs réacteurs.

Pour réussir sa transition énergétique, la France compte à la fois sur le développement des énergies renouvelables, mais aussi sur le nucléaire. C’est ce que le Président de la République a annoncé lors de son discours de Belfort en février 2022. Côté nucléaire, cela passera par la construction de 6 nouveaux EPR2 dans un premier temps, avec potentiellement 8 supplémentaires par la suite.

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8 milliards d’euros de commande pour démarrer le chantier des futurs EPR2

L’énergéticien tricolore a donc du pain sur la planche. Les sites d’installation des 6 nouveaux réacteurs ont déjà été déterminés. Il faut maintenant poser les jalons des futurs chantiers. Pour cela, EDF vient de signer un accord historique avec sa filiale Framatome. Il s’agit d’une commande portant sur l’achat de 6 cuves et de plusieurs générateurs de vapeur. Cette transaction est remarquable au niveau de son montant, soit 8 milliards d’euros réglés sur les fonds propres d’EDF avec un engagement initial de 2 milliards d’euros.

Ce chiffre n’est pas anodin dans le coût total des travaux. Le financement des chantiers des futurs EPR2 a d’ailleurs déjà fait grincer des dents puisque le montant initialement calculé en 2022 à 51,7 milliards d’euros a grimpé à 67,4 milliards d’euros en 2024. À noter que le détail du financement de ce nouveau programme nucléaire incluant le niveau de participation de l’État devrait être déterminé d’ici la fin de l’année.

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Une commande qui est de bon augure pour l’activité de la filière nucléaire

Quoi qu’il en soit, cette commande est une bonne nouvelle pour la filière nucléaire puisqu’elle est la garantie d’une activité soutenue pour les 20 années à venir chez Framatome qui avait déjà anticipé la commande en effectuant les recrutements nécessaires. La construction des éléments commandés pourra ainsi démarrer rapidement. Pour les cuves, le chantier débutera à partir de novembre prochain sur le site du Creusot. Quant aux générateurs de vapeur, ils seront produits dès le mois de mai 2024 au sein de l’usine de Framatome à Saint-Marcel (Saône-et-Loire).

Ces éléments équiperont les réacteurs EPR2 qui seront situés au sein des centrales existantes de Penly (Seine-Maritime), Gravelines (Nord) et du Bugey (Ain). La mise en service de la première paire de réacteurs est attendue pour 2035.

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Le Gouvernement annonce ce jour qu’il renonce à présenter une loi de programmation de l’énergie et relance une consultation sur la Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE). Ce n’est une bonne nouvelle ni pour le climat, ni pour l’autonomie stratégique de la France, ni pour notre sécurité énergétique.

Le point positif, c’est la référence à la « stratégie française énergie climat » (SFEC) qui avait été largement débattue tout à long de l’année 2023. Mais on se demande l’intérêt de la soumette à nouveau à un débat public, au risque de perdre encore un temps précieux.

Quoi qu’il en soit, prenons acte de la volonté du ministre de l’énergie de reprendre les conclusions des travaux menés l’année dernière, qui avaient permis d’identifier les objectifs de développement des énergies renouvelables nécessaires pour garantir la sécurité énergétique de la France, tout en accélérant la sortie des énergies fossiles : une multiplication par 5 de la production d’électricité solaire (soit 100 GW de capacités installées) d’ici 2050 ; un doublement de la capacité de production éolienne terrestre (soit 40 à 45 GW) ; une capacité de 45 GW d’éolien en mer. Le ministre n’a cependant pas précisé l’ambition qu’il porte s’agissant des filières de production de chaleur renouvelable, qui seront absolument essentielles pour boucler l’équation énergétique globale, notamment le bois-énergie, tandis que les objectifs affichés pour les gaz renouvelables semblent beaucoup trop faibles (multiplier la production de biogaz par 5 d’ici 2050). Ajoutons enfin qu’il manque dans ce texte les objectifs permettant de lancer les premiers appels d’offres sur l’hydrolien, comme le Président de la République s’y est engagé à Nantes le 28 novembre dernier.

Mais la PPE, c’est le règlement. En renonçant à se doter d’un cadre stratégique législatif, la France sous-estime la nécessité d’une assise politique forte pour conduire dans la durée les changements qu’implique la transformation de notre système énergétique. La France rate ainsi l’occasion de graver dans le marbre les engagements qu’elle a pris au travers de l’accord de Paris pour atteindre la neutralité carbone en 2050.  Par ce choix, elle se met en porte-à-faux vis-à-vis des engagements européens qu’elle a pris en matière de développement des énergies renouvelables, puisqu’elle maintient dans le code de l’énergie des objectifs en-deçà de ceux définis dans la directive RED 3.

Ce renoncement fait peser un doute sur le volontarisme avec lequel le Gouvernement entend aborder la transition énergétique, et ce alors que l’ADEME a chiffré fin 2023 le coût de l’inaction climatique à 10% du PIB, soit 260 milliards d’euros annuels.  Les industriels appelés à mettre en œuvre les investissements considérables nécessaires à la transition énergétique ne peuvent donc pas s’appuyer sur une vision de long terme définie par la représentation nationale.

Curieusement, le gouvernement prévoit un projet de loi pour la protection des consommateurs qui vise l’action des fournisseurs. Mais dans la hiérarchie des insécurités, la première et la plus importante est l’instabilité des prix à laquelle nous expose notre dépendance de plus de 60 % aux énergies fossiles importées. La première façon d’apporter de la sécurité aux consommateurs, c’est de retrouver de la souveraineté énergétique, et cela mérite bien une loi !

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Pour produire de l’électricité, il faut parfois en passer par des ouvrages imposants. Même s’ils peuvent rester cachés à nos regards. C’est le cas d’un tunnel qu’EDF a creusé dans la montagne française il y a déjà plus de 70 ans. Le tunnel de Malgovert.

Les initiés l’appellent la galerie de Malgovert. Un tunnel de 4,5 mètres de diamètre et de près de 15 km de long. Le tout creusé sous le mont Pourri (Savoie), à quelque 1500 mètres d’altitude. Jusqu’au début de ce mois de juin, EDF y réalise des travaux de maintenance et de modernisation. Il faut dire que ce tunnel a été percé il y a plus de 70 ans déjà. En 1952. Pendant la mise en chantier du barrage de Tignes. Et même si d’importants travaux y ont déjà été menés il y a quelques années, de nouvelles interventions sont toujours utiles.

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Un tunnel pour acheminer l’eau d’un barrage vers une centrale hydroélectrique

Pour bien comprendre, il faut situer le chantier. L’histoire se joue sur le domaine de la Haute Tarentaise (Savoie). Là, EDF exploite un important complexe hydroélectrique. Des prises d’eau, plusieurs centrales et des barrages. Parmi eux, celui de Tignes. Il est le plus haut barrage de France, perché à environ 1 700 mètres d’altitude. Sa capacité : 235 millions de m³. C’est l’équivalent de 110 000 piscines olympiques.

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Le tunnel de Malgovert correspond à ce que les experts appellent une galerie d’amenée. Le tunnel, en effet, court pour ainsi dire du barrage de Tignes — plus exactement, de la retenue des Brévières qui alimente aussi la première usine hydroélectrique en aval du barrage de Tignes — jusqu’à la centrale hydroélectrique de Malgovert. Il fonctionne comme un drain non étanche et collecte ainsi une eau déversée jusqu’à 100 litres par seconde dans une galerie blindée de 3,20 mètres de diamètre. Le tout sur une distance de 14,7 kilomètres jusqu’à deux conduites forcées qui accélèrent alors la chute de l’eau vers l’usine hydroélectrique de Malgovert.

Celle-ci a été mise en service en 1953. Elle turbine jusqu’à 50 mètres cubes par seconde de l’eau stockée par le barrage de Tignes. Et elle produit environ 680 gigawattheures (GWh) par an. C’est l’équivalent de la consommation de plus de la moitié des habitants de la Savoie. La production de l’ensemble du complexe hydroélectrique, quant à elle, atteint les 80 % des besoins du département.

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Le tunnel de Malgovert en travaux

Il y a quelques années, c’est surtout sur les conduites forcées que des travaux ont été effectués. Celles par lesquelles l’eau chute de quelque 700 mètres vers les turbines de l’usine de Malgovert. L’opération délicate par son envergure, mais aussi par les conditions de terrain — avec des pentes parfois à 80 % — et par les conditions météorologiques, a mobilisé jusqu’à 200 personnes. Le tout organisé de manière à limiter au maximum l’impact sur l’environnement et la population.

Pour mener à bien les nouveaux travaux de modernisation et de maintenance nécessaires dans le tunnel de Malgovert, EDF Hydro Alpes a d’abord dû provoquer un « assèchement » de la retenue du barrage de Tignes depuis le début de l’hiver. Comprenez que l’eau stockée a été utilisée régulièrement pour produire de l’hydroélectricité. Et lorsque la retenue a atteint son niveau minimum d’exploitation — soit environ 1655 mètres NGF, en d’autres mots, 1655 mètres au-dessus du « nivellement général de la France », soit presque autant de mètres au-dessus du niveau de la mer —, il y a quelques jours, les opérations ont pu commencer. Un chantier de 7 millions d’euros pour reprendre, notamment, les parties blindées de la galerie, les portes étanches, les conduites forcées et les groupes de production. Ensuite, la fonte des neiges, attendue dans les semaines à venir, devrait permettre au barrage de Tignes de retrouver progressivement son niveau habituel pendant l’été.

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Avec la fin progressive du bouclier tarifaire annoncée pour 2025, les Français sont confrontés à un prix de l’électricité en constante hausse et à son impact sur leur budget.

 

Une étape est franchie : les Français ont compris que nous étions entrés dans une nouvelle ère, celle de l’énergie qui a un coût, celles des énergies dites « conventionnelles » qui sont chères, qui impactent le pouvoir d’achat et nécessitent de faire des choix et de penser à une autre manière de consommer.

 

Cette année, l’enveloppe moyenne allouée au règlement des factures d’énergie atteint un sommet historique puisque, selon la dernière édition de notre baromètre Qualit’EnR, les Français affectent désormais 20 % de leur budget au règlement des factures de chauffage, eau chaude et électricité…

 

Pour mieux gérer son budget, il faut d’abord comprendre ses factures

 

L’inquiétude est de mise puisque plus d’un Français sur deux s’inquiète de sa capacité à faire face aux prochaines augmentations alors qu’ils sont déjà nombreux à rencontrer des difficultés à les payer aujourd’hui. Dans ce contexte, l’inquiétude pourrait vite se transformer en méfiance tant les factures et la tarification semblent difficiles à comprendre pour certains. De plus, l’écosystème de la rénovation énergétique apparait nébuleux pour la plupart. Soyons clairs, les Français sont légitimes à demander une clarification de leur facturation et des dispositifs d’aides à la rénovation énergétique de leur habitat afin de pouvoir gérer le coût de l’énergie en accord avec leur pouvoir d’achat !

 

Les EnR ont un rôle central à jouer

 

Les Français ont désormais une vision claire du rôle essentiel que les énergies renouvelables vont jouer pour diminuer le montant de leurs factures et améliorer la performance énergétique de leur habitat. En 2024, ils sont unanimes à encourager le développement de la filière EnR pour les solutions de chauffage, d’eau chaude et d’électricité. Ils estiment que les EnR sont incontournables pour améliorer la performance énergétique de leur habitat. Ils citent spontanément les travaux de rénovation énergétique ou l’achat d’équipements performants comme un moyen de réduire leurs factures énergétiques : les pompes à chaleur, le photovoltaïque, les poêles à bois, la chaleur solaire ont le vent en poupe !

 

Besoin de stabilité et de perspective

 

Pour aider les Français à adapter leur mode de consommation énergétique et à opérer en confiance la transition énergétique de leur habitat, donnons-leur les moyens d’agir ! Offrons-leur une perspective et un champ d’action en programmant sur plusieurs années une politique d’éligibilité aux financements, de conseil et de fléchage stable associant pleinement tous les acteurs de la rénovation énergétique, installateurs et industriels compris.

 

André JOFFRE est le président de Qualit’EnR, l’association française pour la qualité d’installation des systèmes à énergie renouvelable. De formation ingénieur Arts et Métiers et fervent militant du développement de l’énergie solaire, il travaille depuis plus de 40 ans dans le domaine.

Il y a 42 ans, il participe avec trois autres associés à la création de TECSOL, qui est aujourd’hui le principal bureau d’études indépendant spécialisé en énergie solaire. 

Il est également le président du pôle de compétitivité DERBI, qui réunit dans la région Languedoc-Roussillon les acteurs impliqués dans le développement de la filière des énergies renouvelables. 

Il préside Qualit’EnR depuis sa création en 2006 jusqu’en 2018 et à nouveau depuis 2019.

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Les turbines Arabelle vont-elles réellement revenir sous giron tricolore ? Plus de 2 ans après l’annonce du chef de l’État relative au rachat de l’usine de Belfort par EDF, la situation semble être au point mort. Si EDF se fait très discret sur le sujet, un haut cadre de l’électricien français a évoqué le poids du contexte géopolitique actuel sur la transaction.  

En février 2022, lors d’un déplacement à l’usine de production des turbines Arabelle de Belfort, le Président de la République annonçait le rachat de l’usine par EDF, une annonce symbolique après la vente de cette usine à General Electric 8 ans plus tôt. Mais depuis, le silence règne sur le dossier Arabelle. À la fin du mois de mars, Robert Poggi, directeur à l’action régionale du groupe EDF en Bourgogne-France-Comté, s’est laissé à quelques confidences durant une conférence de presse, annonçant que l’avancement du dossier était « une question d’État à État ». Il a ensuite ajouté « Ce n’est plus une question de négociation financière entre GE et EDF, mais plutôt géopolitique entre les États-Unis, la France et la Russie ».

Et pour cause, depuis la déclaration d’Emmanuel Macron, la guerre en Ukraine a bousculé l’échiquier international. Jusqu’à aujourd’hui, les sanctions internationales qui pèsent sur la Russie ne concernaient pas le secteur du nucléaire, mais il est n’est pas impossible que la situation change dans un avenir proche.

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La guerre en Ukraine au cœur du problème

À l’échelle de l’usine de Belfort, une combinaison de facteurs pourrait expliquer la complexité de la situation. D’abord, la Russie est l’un des principaux clients de l’usine par l’intermédiaire de ROSATOM, le géant du nucléaire. L’entreprise réalise, actuellement, plusieurs chantiers de construction de réacteurs nucléaires équipés de turbines Arabelle.  C’est notamment le cas pour la centrale nucléaire d’Egypte d’El Daaba, ou encore la centrale turque d’Akkuyu. Alors qu’il possédait l’usine, General Electric a remplacé le logiciel français de commande des turbines Arabelle par son propre logiciel sous brevet américain. Dans ce contexte, si des sanctions étaient mises en place par les États-Unis à l’encontre de la Russie dans le secteur du nucléaire, General Electric pourrait être contraint de ne plus mettre à jour son logiciel de commande, ce qui poserait un problème direct sur la mise en œuvre des turbines. Pour que la situation se débloque, EDF aurait besoin d’une aurait besoin de certitudes de la part de General Electric et du gouvernement américain sur le fait que d’éventuelles sanctions contre la Russie n’impacteraient pas le logiciel de commande.

Derrière cette situation se cache également une guerre économique avec, comme enjeu, le secteur mondial du nucléaire civil. Face aux défis de la transition énergétique, le nucléaire fait face à un regain d’intérêt et les États-Unis comptent bien prendre leur part du gâteau. Pour cela, ce contrôle exercé sur l’usine de Belfort permet au pays de l’Oncle Sam de faire pression à la fois sur la France et sur la Russie. Dans ce même objectif, le pays, qui se fournit en uranium enrichi via ROSATOM, devrait être autonome sur la question à partir de 2025.

 

 

 

 

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En France, une start-up nommée Jimmy a déposé une première demande d’autorisation pour un mini-réacteur nucléaire.

Mini-réacteur nucléaire : il sera basé à Bazancourt

La start-up Jimmy a soumis une demande d’autorisation auprès du ministère de la Transition écologique pour la construction d’un mini-réacteur d’une puissance de 10 mégawatts. Si approuvé, il alimentera le complexe industriel de Cristanol à Bazancourt. Ce réacteur remplacera les brûleurs à gaz, grands émetteurs de gaz à effet de serre. Il est similaire à une chaudière à combustible nucléaire et ambitionne de révolutionner l’approvisionnement en chaleur industrielle grâce à sa capacité à produire de la vapeur sans émissions de CO2.

Le parcours vers la réalisation de ce projet est encore loin. En effet, un processus d’instruction pourrait durer au moins trois ans sous l’égide de l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN). Cette étape comprend une étude environnementale et une enquête publique, permettant aux parties prenantes de donner leur avis. L’ASN, connue pour sa rigueur, a promis d’adopter une approche encore plus stricte envers les mini-réacteurs.

Le marché des PRM est en pleine expansion

Au-delà de produire de l’électricité, les petits réacteurs modulaires (PRM) visent à répondre aux besoins en chaleur des industries lourdes telles que la chimie, le verre et l’acier. Ils dépendent encore largement des combustibles fossiles. Ce projet illustre l’engagement de la France dans la diversification de son mix énergétique en intégrant des solutions nucléaires de nouvelle génération pour compléter les grandes installations existantes et les sources renouvelables.

Avec plus de 80 projets de mini-réacteurs en développement dans le monde, notamment en Russie et en Chine, le marché des PRM est en pleine expansion. Toutefois, leur succès dépendra de nombreux facteurs, notamment l’acceptation publique, la faisabilité économique et la capacité à répondre aux normes environnementales strictes.

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Initialement prévu pour alimenter le réseau électrique dès 2012, l’EPR de Flamanville, d’une capacité de 1.600 mégawatts et classé comme le plus puissant réacteur du monde, a rencontré de multiples obstacles dès le début de sa construction. Peu après le premier coup de pioche, les travaux ont dû être suspendus en mai 2008, suite à des défauts critiques dans la dalle de béton nécessitant des renforcements. Ce n’était que le début d’une série de retards causés par la non-disponibilité récurrente d’équipements essentiels. Ces incessants contretemps ont fait déraper le projet de douze ans.

D’importants retards accumulés et un coût astronomique

Dès le début, le chantier de l’EPR (European pressurized reactor) de Flamanille a été jonché d’embûches. Initialement prévu pour une mise en service en 2012, « ce qui était très optimiste, car les précédents chantiers nucléaires pour la construction des réacteurs de Chooz et de Civaux avaient duré une dizaine d’années », a déclaré Michaël Mangeon, spécialiste de l’histoire du nucléaire dans des propos rapportés par La Tribune. Le projet a été retardé par des problèmes structurels dès 2008. Des anomalies dans l’acier de la cuve et des soudures défectueuses ont entraîné des prolongations incessantes des travaux, révélant des faiblesses majeures dans la gestion et l’exécution.

Le budget initial de 3,3 milliards d’euros a quadruplé, atteignant 13,2 milliards d’euros. Cette explosion des coûts reflète les difficultés techniques et la perte des compétences dans la filière nucléaire française après une période d’inactivité prolongée, contrastant avec les années de construction intensive sous la présidence de Valéry Giscard d’Estaing.

Un réacteur sous haute surveillance

L’EPR de Flamanville est le fruit d’un projet franco-allemand démarré après la catastrophe de Tchernobyl, conçu pour répondre à des standards de sûreté très élevés. Cette conception complexe a rendu la construction particulièrement ardue, mais promet un niveau de sécurité inégalé. L’architecture du réacteur inclut des systèmes de contrôle avancés, destinés à optimiser la gestion de l’énergie et minimiser les risques environnementaux.

Alors que le président Emmanuel Macron annonce la construction de nouveaux réacteurs, Flamanville ne sera pas seulement un test pour la technologie EPR mais aussi un symbole de la relance du nucléaire en France. Avec la mise en service prévue pour cet été, tous les yeux sont rivés sur ce projet qui marquera une étape clé pour l’industrie.

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Et si le solaire thermodynamique revenait sur le devant de la scène en tant que solution de stockage d’électricité ? Avec le développement de centrales plus petites, moins chères et plus faciles à déployer, cette technologie pourrait revenir sur le devant de la scène et offrir aux pays ensoleillés une solution de stockage d’énergie efficace et décarbonée. 

En 2014, l’IEA (International Energy Agency) voyait un grand avenir pour la technologie des centrales solaires thermodynamiques. Alors considérée une concurrente directe au photovoltaïque, elle était censée représenter près de 11 % de la production électrique mondiale d’ici à 2050. Pourtant, 10 ans plus tard, la réalité n’est plus la même. La complexité de la technologie associée à la chute des coûts du photovoltaïque ont relégué le CSP (Concentrated Solar Power) au second plan. D’ailleurs, cette technologie est désormais considérée comme une solution de stockage d’énergie plutôt que comme un réel moyen de production.

Malgré cette évolution peu favorable, certains croient encore en son potentiel. C’est le cas de l’entreprise 247Solar qui est sur le point de commercialiser une centrale modulable et plus facile à déployer.

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Des installations coûteuses et difficiles à mettre en œuvre

Jusqu’à maintenant, le secteur des centrales solaires thermodynamiques a souvent été le fruit d’une course au gigantisme pour essayer de limiter les coûts de production d’électricité. Résultat, on retrouve des installations dépassant la centaine de MW, en particulier aux États-Unis, mais aussi en Espagne ou au Maroc. La centrale de Solana, dans l’Arizona, en est le parfait exemple. Immense, elle est capable de produire une puissance de 280 MW obtenus grâce à 3 200 miroirs répartis sur 7 700 hectares.

Pourtant, ces installations sont difficiles à mettre en œuvre de par leur complexité, et nécessitent des investissements colossaux, parfois difficiles à assumer, en particulier face au prix du photovoltaïque qui ne cesse de chuter. La centrale d’Ivanpah (386 MW), en Californie, a coûté la bagatelle de 2,2 milliards de dollars. Enfin, la réputation du CSP a été entachée par des productions réelles n’atteignant par les objectifs fixés (c’est le cas d’Invapah, avec 91 % de l’objectif après 7 ans d’exploitation), et la fuite de sels fondus sur la centrale de Crescent Dunes.

Vers des solutions plus modulaires

Cette technologie a pourtant de nombreux avantages ; en particulier dans les pays bénéficiant d’une irradiation solaire élevée. Grâce à sa capacité à stocker de l’énergie, elle pourrait notamment remplacer l’usage de centrales à charbon pour prendre le relais des éoliennes et des parcs photovoltaïques quand ceux-ci ne peuvent plus produire, notamment à cause de la météo. Conscientes de ce potentiel, des entreprises continuent de se pencher sur le sujet.

C’est le cas de 247Solar, une entreprise américaine spécialisée dans cette technologie. Celle-ci a mis au point une centrale à la puissance contenue de 400 kW, mais qui a la particularité de nécessiter un mât de 36 mètres de haut seulement, contre des tours dépassant les cents mètres de haut pour des installations traditionnelles. De plus, la centrale conçue par 247Solar pourra être produite en masse, ce qui devrait réduire ses coûts de production. Pour le stockage d’énergie, l’entreprise ne compte pas sur les sels fondus, mais plutôt sur des matériaux inertes comme le sable ou les pellets de céramique.

En Europe, dans le cadre du projet Mosaic, des entreprises cherchent également à mettre au point une centrale solaire thermodynamique à moindre coût. Pour cela, les équipes concernées ont développé une architecture spécifique permettant de limiter le nombre de pièces mobiles. Un prototype de 300 kWth a été mis en service à l’été 2021.

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L’effondrement du prix des batteries, depuis plus d’un an, est une bonne nouvelle pour tout le monde… ou presque. Cette situation pourrait, en effet, mettre à mal l’économie circulaire qui se développait largement autour des batteries de seconde vie. 

Pour répondre à la problématique grandissante du stockage de l’électricité, de nombreuses entreprises ont fait le choix, ces dernières années, de s’intéresser au reconditionnement des batteries, et en particulier de celles issues du secteur automobile. Redonner une seconde vie à ces batteries a permis de faire baisser le coût des solutions de stockage stationnaires, tout en favorisant le développement d’une économie circulaire et durable. Néanmoins, depuis début 2023, le prix des batteries neuves ne fait que chuter, ce qui pourrait bouleverser tout cet écosystème créé autour du réemploi des batteries.

L’économie circulaire et le réemploi favorisés par le prix élevé des batteries neuves

En Europe, on retrouve pas moins de 79 grandes entreprises associées à des initiatives de reconditionnement et de réemploi de batteries. On pense, pour les plus connus, au groupe Renault en France, mais également BMW, Honda, Audi et autres Mercedes. Dans la plupart des cas, cette économie circulaire consiste à récupérer des batteries issues de l’automobile, pour lesquelles les contraintes de performances sont très élevées, pour les réemployer dans des secteurs où les exigences de densité énergétique et de performance sont moindres.

À Quimper, par exemple, l’entreprise Entech pilote actuellement un projet destiné à créer une chaîne de valorisation et de réutilisation de ces batteries de voiture électrique. En partenariat avec Stellantis, le projet ABR (Automative Batteries Reuse) travaille sur la réutilisation de batteries de Citroën C3 ou de Peugeot 208. Elles pourraient ensuite, par exemple, équiper des installations photovoltaïques. Du côté du Royaume-Uni, le groupe JLR (Jaguar Land Rover) et la startup Allye Energy collaborent pour mettre en œuvre un système de stockage d’énergie pouvant être déplacé. Sur cette batterie stationnaire (BESS), les 270 kWh de capacité seront obtenus grâce à des batteries usagées de Range Rover.

À plus grande échelle, l’entreprise allemande Fenecon vient d’inaugurer une usine spécialisée dans le retraitement de batteries destinées à une seconde vie. Le site, qui a nécessité un investissement de 25 millions d’euros, devrait permettre la production de 500 grandes unités de stockage par an, ainsi que 30 000 unités de stockage domestiques, par an également.

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Cette chute des prix va-t-elle entraîner la désorganisation de toute une filière ?

Si toutes ces initiatives sont louables d’un point de vue environnemental, elles ne sont aussi nombreuses que parce qu’elles sont intéressantes économiquement. Or, la récente baisse du prix des batteries LFP pourrait changer la donne et menacer l’équilibre de cette filière en plein développement.

C’est notamment ce qu’il se passe pour la startup finlandaise Cactos. Celle-ci avait présenté, en 2022, un projet de reconversion d’anciennes batteries Tesla en BESS. Avec ce concept, l’entreprise est même parvenue à lever près de 26 millions d’euros en 2023. Pourtant, Oskari Jaakkola, le CEO de l’entreprise a récemment indiqué, sur le site internet Energy Storage, que les batteries neuves étaient désormais plus intéressantes d’un point de vue financier. De ce fait, l’entreprise a changé son fusil d’épaule, et équipe 80 à 90 % de sa production de batteries neuves. En outre, Oskari Jaakkola a même déclaré que les 10 à 20 % de BESS fabriquées à partir de batteries de seconde vie étaient maintenues pour répondre à des besoins précis de certaines entreprises en matière de politique environnementale.

De ce fait, l’optimisation des techniques de reconditionnement des batteries, et la baisse des coûts qui y sont associés, vont devenir des enjeux fondamentaux pour espérer préserver l’équilibre du secteur des batteries de seconde vie.

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Le géant chinois de l’éolien Mingyang a récemment présenté OceanX, son nouveau projet d’éolienne flottante en cours. À l’instar des autres technologies de l’entreprise, cette éolienne est conçue pour résister aux typhons, mais sa particularité la plus remarquable tient cependant à sa configuration technique : elle est dotée de deux rotors disposés en V.

L’éolien en mer est encore un jeune secteur dans lequel les fabricants explorent activement diverses méthodes pour convertir le vent en électricité de façon plus efficace. Au-delà du gigantisme typique de cette industrie, certaines entreprises misent sur de nouvelles technologies. C’est le cas de la société chinoise Mingyang Smart Energy qui a développé OceanX, une éolienne flottante à double rotors sur laquelle elle travaille depuis plusieurs années. Bien que l’enseigne n’ait pas précisé les dimensions de cette installation, elle affirme avoir construit la plus grande base flottante au monde. Cette dernière serait adaptée à des profondeurs supérieures à 35 mètres. Actuellement, l’assemblage du mât est en cours à Guangzhou (Chine), sur le quai de Huangchuan après la création de la plateforme flottante.

Une structure en V

La configuration de cette éolienne est une vraie innovation. La base flottante supporte un mât qui, à une certaine hauteur, se divise en une structure en forme de V. Chaque extrémité de la tour en V supporte un rotor MySE8.3-180 à entraînement semi-direct de 8,3 MW, conçu par l’entreprise. La puissance totale du système s’élève donc à 16,6 MW, dépassant légèrement celle de la plus puissante éolienne au monde actuellement en service, la MySE 16-260 de 16 MW. Cette dernière est également conçue par Mingyang Smart Energy et a été déployée au large de la Chine l’été dernier. Grâce à la forme elliptique de la tour en V, l’éolienne a été conçue pour optimiser la capture du vent en étant capable de suivre rapidement sa direction.

La structure flottante qui accueillera l’éolienne Ocean X / Images : Mingyang.

Un système de haubanage pour soutenir les mâts

Une autre particularité de cette éolienne flottante est l’utilisation d’un système de haubanage, une méthode inspirée de la construction des ponts. Cette technique consiste à utiliser des câbles ancrés directement à la base flottante. Le système permet pour soutenir des structures de mieux répartir les charges, et d’améliorer la stabilité globale de la plateforme.

Pour mieux comprendre l’intérêt de cette technique, il faut savoir qu’habituellement, les éoliennes transfèrent la charge du vent (provoquée par les rotations des pales) et la charge gravitationnelle (due au poids de la tour) directement à travers la tour jusqu’à la fondation. Grâce au système de haubanage, ce chemin de transfert de charge n’est plus supporté uniquement par le mât et est réparti à travers les câbles. Cela permet à priori de réduire le risque de fatigue structurelle et d’augmenter la longévité de l’éolienne.

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Une bonne résistance aux typhons

Le groupe Mingyang ambitionne de développer des technologies qui résistent aux typhons en haute mer. Le modèle OceanX s’inscrit dans cette démarche et est conçu spécifiquement pour résister aux vents extrêmes. En 2020, un prototype à l’échelle 1:10 avait subi une série de tests, dont un au nord de l’Europe, en mer Baltique. Sur une période de deux mois, le prototype a été exposé à des conditions environnementales sévères, avec des vitesses de vent atteignant 72 mètres par seconde et des vagues de 30 mètres de haut. Ces tests ont permis de vérifier la robustesse de la technologie face à des conditions similaires à celles des typhons et des tempêtes majeures, aboutissant à l’obtention d’un certificat de faisabilité pour le concept.

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Qu’est-ce que l’uranium de retraitement ?

Après son utilisation dans un réacteur nucléaire, le combustible nucléaire est un objet très radioactif, et dont la composition a changé du fait des réactions nucléaires. En ce qui concerne le combustible usé consommé en France, il fait l’objet, après utilisation, d’un traitement systématique dans l’usine d’Orano à La Hague.

Ce traitement consiste tout d’abord à séparer les matières nucléaires des matériaux de structure. Ces derniers sont ensuite compactés pour être intégrés dans des colis spécifiques destinés au stockage en couche géologique profonde. Les matières nucléaires, quant à elles, font l’objet d’un processus de tri et de recyclage visant à les valoriser.

On trouve dans leur composition du plutonium (1 %), de l’uranium (95 %), le reste étant constitué de substances appelées actinides mineurs (américium, curium, neptunium, …) et produits de fission. Actinides mineurs et produits de fission ne sont pas valorisables dans l’état actuel des technologies disponibles. Ces substances sont donc vitrifiées et destinées, elles aussi, au stockage en couche géologique profonde. Le plutonium est recyclé pour constituer le combustible MOX (pour Mixed Oxide), fabriqué à l’usine de Mélox, en bordure du site de Marcoule. Quant à l’uranium restant, qui constitue près de 95 % de la masse, il est destiné à être valorisé, et c’est précisément ce qu’on appelle l’uranium de retraitement (URT).

Une valorisation dans les réacteurs actuels

L’uranium de retraitement a des caractéristiques proches de celles de l’uranium naturel. Il a donc le même potentiel énergétique que ce dernier, et il constitue donc une ressource importante. Il peut être réenrichi pour produire de nouveaux combustibles nucléaires destinés aux centrales existantes, combustible alors appelé uranium de recyclage enrichi (URE).

Historiquement, la France a effectué l’enrichissement de l’uranium naturel dans l’usine George Besse, située sur le site de Tricastin. Cette usine utilisait le procédé de diffusion gazeuse, un procédé relativement monolithique qui n’était pas utilisable pour l’uranium de retraitement. En effet, si ce dernier est proche de l’uranium naturel, il comporte néanmoins quelques isotopes de l’uranium qui se seraient ensuite disséminés dans l’ensemble de l’uranium enrichi, ce qui n’était pas souhaitable.

L’opération était donc réalisée en Russie : l’uranium de retraitement était expédié à l’usine de Seversk, filiale de Rosatom située en Sibérie. Il y était enrichi, puis était retourné en France pour être consommé dans les réacteurs du parc actuel. Ce fonctionnement a perduré de 1994 à 2013, avant d’être suspendu. Puis avant de redémarrer, très récemment. C’est en effet, en février 2024, que le réacteur n°2 de la centrale de Cruas-Meysse a démarré avec une première recharge d’uranium de recyclage enrichi.

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Des perspectives importantes pour l’uranium de retraitement

Aujourd’hui, les 4 réacteurs de la centrale de Cruas-Meysse sont d’ores-et-déjà certifiés pour recevoir de l’uranium de recyclage enrichi. D’ici 2027, EDF souhaite étendre son utilisation aux réacteurs de 1300 MW des centrales de Cattenom et de Paluel. Puis d’ici 2030, l’énergéticien espère être en mesure d’utiliser 30 % d’uranium de retraitement dans ses centrales.

Par ailleurs, l’usine George Besse, qui ne pouvait effectuer l’enrichissement de l’uranium de retraitement a été arrêtée en 2012. Elle a été remplacée depuis lors par l’usine George Besse II. Cette dernière bénéficie d’un procédé d’ultracentrifugation, plus modulaire, qui permet le réenrichissement de l’uranium de retraitement. Et ce, sans passer par les installations russes.

Enfin, outre l’usage en tant qu’uranium de recyclage enrichi dans les centrales actuelles, l’uranium de retraitement peut être utilisé dans des réacteurs de Génération IV dans le cadre de cycles de surgénération. Dans ce type de réacteurs, la partie non fissile de l’uranium peut être transformée en isotopes fissiles, démultipliant ainsi l’énergie disponible, d’un facteur compris entre 50 et 100 fois. Si bien que le stock d’uranium de retraitement est considéré par les autorités françaises non comme un stock inutile, mais comme une réserve stratégique précieuse.

Une ressource ou un déchet ?

Au moment du Tweet de Greenpeace, le 16 novembre 2021, il peut être factuellement affirmé que l’uranium de retraitement n’était utilisé dans aucun réacteur français ; en effet la filière avait été suspendue de 2013 à 2024. Par ailleurs, les réacteurs français susceptibles d’utiliser l’uranium de retraitement en surgénération, à savoir Phénix et Superphénix, avaient eux aussi été arrêtés, respectivement en 2009 et en 1997. Le projet Astrid, qui devait prendre leur relève, avait été lui aussi arrêté en 2019.

Dans l’intervalle, il est donc vrai également qu’un stock d’uranium de retraitement s’est accumulé. Ce stock s’accroit de 1000 t par an, et a atteint environ 20 000 t. Toutefois, il est faux d’affirmer qu’il n’existait aucune perspective réelle, pour preuve le redémarrage de la filière de l’uranium de retraitement en 2024. Ce genre de changement ne s’improvise pas et les études avaient démarré bien avant. Par ailleurs, cela revient à négliger le progrès significatif pour la filière française que constitue l’usine d’enrichissement de George Besse II et sa capacité à réenrichir l’uranium de retraitement.

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Quand est-ce qu’une matière nucléaire est une ressource ou un déchet ? Faut-il considérer que la suspension d’une filière pendant une dizaine d’années est constitutif de l’absence de « perspective réelle » ? Là est le nœud de la question. Pour Greenpeace, historiquement opposé au nucléaire, la réponse est oui. L’Autorité de sûreté nucléaire française considère quant à elle : « que la valorisation d’une matière radioactive peut être considérée comme plausible si l’existence d’une filière industrielle d’utilisation de cette matière est réaliste à un horizon d’une trentaine d’années, et que cette valorisation porte sur des volumes cohérents avec les stocks de matière détenus et prévisibles. […] En tout état de cause, l’absence de perspective d’utilisation à l’horizon d’une centaine d’années doit conduire à requalifier la substance en déchet. ».

Dix ans ? Ou trente ans ? Ou cent ans ? Ce sont des débats qui peuvent parfois paraître byzantins. Au-delà de la recherche d’une valeur exacte à l’année près qui n’aurait de toute façon aucun sens, il traduit un point qui n’est pas sans intérêt : il n’est pas tout à fait faux de dire que sans projet concret de valorisation, il est difficile d’affirmer qu’un déchet est une ressource. Toutefois, le redémarrage de la filière en 2024 permet sans doute de clore ce point. Pour un certain nombre d’années.

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Une canopée agrivoltaïque vient d’être inaugurée en Côte-d’Or (21) au-dessus d’une parcelle de céréales cultivées en bio. Les premiers résultats sont encourageants et démontrent que les cultures profitent du surplomb des panneaux solaires.

Quelques semaines avant la publication du décret visant à encadrer la pratique de l’agrivoltaïsme, la ministre déléguée au ministre de l’Agriculture et de la Souveraineté alimentaire, Agnès Pannier-Runacher avait visité un projet de canopée agrivoltaïque située à Verdonnet, en Côte-d’Or qui devait être inaugurée ce printemps.

Une canopée agrivoltaïque pour protéger les cultures des aléas climatiques

Ce mardi 23 avril, l’inauguration de la nouvelle structure s’est déroulée en présence des acteurs du projet. À l’origine, les 4 associés de l’exploitation agricole cherchaient une solution pour protéger leur culture de céréales des aléas climatiques tels que la sécheresse, la grêle, les fortes pluies et les variations de température.

Pour préserver le rendement de leur culture, les associés se sont tournés vers le groupe TSE qui développe des solutions agrivoltaïques. En partenariat de co-développement avec la coopérative agricole Dijon Céréales, une structure agrivoltaïque a été installée au-dessus d’une parcelle cultivée de 3 hectares. Il s’agit d’un système autoporté de 5 184 panneaux photovoltaïques bifaciaux, d’une puissance installée de 2,4 mégawatts-crête (MWc). Selon TSE, l’installation permettra d’éviter l’émission de 1 648 tonnes de CO₂/an, tout en produisant l’équivalent de la consommation annuelle d’environ 1 450 personnes.

Les panneaux sont posés au-dessus d’une parcelle de céréales cultivées en bio. Les premiers résultats sont concluants puisque la levée des deux variétés de blés semés sur la parcelle est en hausse de 14 % par rapport à la parcelle témoin voisine. C’est la preuve que les modules solaires constituent une protection pour les cultures et n’entravent pas la production.

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Un projet réalisé en anticipation de la nouvelle réglementation sur l’agrivoltaïsme

D’ailleurs, l’installation a anticipé la réglementation et respecte les dispositions du décret du 9 avril 2024, lequel précise que les panneaux doivent permettre « une exploitation normale et assure(nt) notamment la circulation, la sécurité physique et l’abri des animaux ainsi que, si les parcelles sont mécanisables, le passage des engins agricoles ». Sur ce point, les panneaux sont situés à 5 mètres de hauteur et laissent un espace de 27 mètres de largeur au sol. Le passage des machines agricoles est donc aisé. Le décret exige également que la pose des modules solaires n’excède pas 40 % de la surface agricole, ce qui est respecté ici avec 35 % des parcelles qui sont couvertes par les panneaux.

Par ailleurs, les modules solaires sont équipés d’un système automatique d’orientation qui s’adapte aux conditions climatiques. La canopée agrivoltaïque va ainsi permettre de diminuer le stress thermique et hydrique ainsi que de faire baisser les besoins en irrigation jusqu’à 30 %. Le site est équipé de plus de 800 capteurs qui permettent de recueillir des données météorologiques, mécaniques et agronomiques, afin d’alimenter les études de recherches et développement (R&D). Au total, TSE est à l’origine de 8 sites agrivoltaïques pilotes de plus de 3 hectares chacun, répartis dans toute la France. Le site de Verdonnet est le premier qui concerne des cultures bio. Des tests scientifiques seront menés sur une durée comprise entre 3 et 9 ans, afin d’évaluer les effets bénéfiques sur les cultures.

L’inauguration du site agrivoltaïque a aussi été l’occasion de la signature d’un partenariat à long terme entre Dijon Céréales et TSE qui prévoit la mise en œuvre de nouveaux projets pour un objectif de déploiement de 700 MW sur une durée de 7 ans.

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