Depuis de nombreux mois maintenant, la Chine inonde le marché mondial de ses panneaux solaires à bas prix. Pour se défaire de ce monopole, certains pays mettent en place des stratégies de protection. Et notamment une liste de modèles et de fabricants approuvés, pour l’Inde.

Aux États-Unis, seuls les composants de panneaux solaires produits sur le territoire national « selon des critères bien définis » — sans recours au travail forcé, par exemple — peuvent désormais prétendre à des subventions. Une manière à peine déguisée de faire barrage au photovoltaïque chinois.

L’Europe, elle, n’a pas encore trouvé sa parade. Et les panneaux solaires chinois envahissent notre marché à des prix défiant toute concurrence. Probablement grâce à des subventions massives accordées par Pékin. Ce que les économistes qualifient de dumping. Résultat, plusieurs fabricants européens se trouvent en difficulté. Norwegian Crystals a déposé le bilan il y a plusieurs mois déjà. L’usine française Systovi a aussi cessé ses activités. En Allemagne, le fabricant suisse de modules solaires Meyer Burger a annoncé quelque 500 licenciements. Et Solarwatt prévoit d’arrêter sa production sur son site de Dresde au mois d’août prochain.

Une liste de modèles et de fabricants de panneaux solaires pour l’Inde

L’Inde connait les mêmes difficultés. Mais le pays vient de mettre en place une stratégie qui pourrait lui permettre de se défaire du monopole chinois. Le ministère indien des énergies nouvelles et renouvelables (MNRE) a en effet établi une « liste de modèles et de fabricants approuvés » (ALMM). Et les porteurs de projets qui souhaitent obtenir le soutien du gouvernement doivent, depuis le 1^er avril dernier, impérativement en passer par des modèles et fabricants de cette liste qui s’avèrent tous être Indiens. De quoi, selon les professionnels, tout à la fois « élargir le marché pour les fabricants indiens — qui jusqu’ici privilégiait l’export — et les protéger de la concurrence avec leurs homologues chinois ».

Une production indienne de panneaux solaires suffisante pour le marché national

Précisons que l’idée ne date pas d’aujourd’hui. Mais l’ALMM était suspendue depuis mars 2023. Les autorités craignaient que l’offre de modules fabriqués en Inde soit insuffisante pour répondre à la demande nationale. L’année dernière, finalement, l’Inde a atteint une capacité de fabrication annuelle de plus de 40 gigawatts (GW) — pour les fabricants de l’ALMM. Et 30 GW supplémentaires sont déjà dans les tuyaux. Bien plus que la demande annuelle de panneaux solaires dans le pays. De quoi même laisser encore aux fabricants indiens, des opportunités d’exportations.

En favorisant la production locale de systèmes photovoltaïques, l’Inde espère aussi réussir peu à peu à s’émanciper de sa dépendance à la Chine pour la fourniture de composants tels que le verre ou les cadres de panneaux solaires. Et éviter ainsi que les prix des modules augmentent.

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Rien ne va plus pour l’industrie photovoltaïque européenne. Face à une concurrence chinoise toujours plus forte, les entreprises semblent tomber une à une, en particulier en France. Dernière liquidation en date : Recom-Sillia, une entreprise de production située à Lannion, en Bretagne. 

Décidément, le secteur français du photovoltaïque va mal. Après la liquidation judiciaire de l’entreprise nantaise Systovi, c’est au tour de Recom-Sillia de mettre la clé sous la porte. Quelques mois après son placement en redressement judiciaire, l’entreprise n’a pas réussi à relever la tête, et les 30 salariés de l’usine de Lannion viennent d’être licenciés. Les difficultés de l’entreprise, créée en 2007 remontent déjà à plusieurs années. Dès 2017, l’entreprise fait face à des difficultés financières, entraînant son rachat par l’italien Recom. En 2019 pourtant, près de 30 millions d’euros avaient été investis pour améliorer les process de fabrication. L’objectif était d’atteindre une cadence de 15 000 panneaux photovoltaïque par semaine. Malheureusement, la crise du COVID-19 et l’arrivée massive de la concurrence chinoise ont finalement eu raison des efforts de l’entreprise.

Les gigafactories, seule solution pour combattre la domination chinoise ?

Il ne reste, désormais, plus qu’un fabricant de panneaux solaires sur le sol français. Lors d’une commission, le député Renaissance Eric Bothorel a demandé à Bruno le Maire ce qu’il manquait à la France pour pouvoir peser dans un secteur qui apparaît pourtant extrêmement porteur. Celui-ci a répondu, en substance, que la réponse à la concurrence chinoise se trouvait dans les gigafactories. Selon le ministre, ces usines géantes permettraient de fabriquer des panneaux avec un meilleur standard, grâce à des technologies réutilisables, pour atteindre des performances énergétiques plus fortes.

Deux usines géantes de production de panneaux solaires sont actuellement en projet en France. La première devrait être construite à Fos-sur-Mer pour une mise en service en 2025. À terme, elle devrait produire 5 GW de cellules, et 3,5 GW de modules solaires. Une deuxième usine devrait voir le jour à Hambach, en Moselle. Celle-ci devrait permettre la production annuelle de 10 millions de panneaux à l’horizon 2027.

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Pour décarboner son mix énergétique, l’Allemagne compte beaucoup sur le développement de réseaux de chaleur avec un atout secret : la multiplication des réseaux alimentés par des centrales solaires. Une solution qui commence déjà à porter ses fruits.

L’avenir des réseaux de chaleur urbains (RCU) pourrait bien se dessiner par le biais de l’énergie solaire. En Allemagne en tout cas, les installations de réseaux de chaleur équipés de centrales solaires se multiplient à vitesse grand V avec pour principal objectif de réduire l’impact environnemental du chauffage. À l’heure actuelle, on compte déjà 55 installations en service pour une puissance totale de 112 MW. 9 autres installations sont en construction tandis que 70 réseaux sont actuellement en projet pour une puissance cumulée de 277 MW.

L’Allemagne compte sur le solaire pour décarboner ses réseaux de chaleur

Si ce type d’installation a le vent en poupe, c’est tout simplement parce que l’Allemagne veut à tout prix améliorer le mix énergétique de ses réseaux de chaleur. En 2016, la part des énergies renouvelables ne comptait, en effet, que pour 13 % de la consommation d’énergie, et la chaleur fatale n’en représentait que 7 %. Le mix énergétique était alors dominé par le gaz avec 41 %, suivi de la houille avec 21 %.

Désormais, la part cumulée des énergies renouvelables et de la chaleur fatale représente 30 % du mix, et l’Allemagne espère atteindre les 50 % d’ici 2030. Pour rendre cet objectif atteignable, un cadre législatif favorable a été mis en place. Une loi sur la planification locale fixe notamment des objectifs nationaux pour décarboner les réseaux de chaleur. À partir du 1ᵉʳ janvier 2024, chaque nouveau réseau de chaleur doit compter au moins 65 % d’énergie renouvelable.

Malgré cette dynamique positive, certains obstacles restent à surmonter. D’abord, il peut être difficile de trouver des sites propices à l’installation d’une centrale solaire thermique à proximité des zones de besoins de chaleur. Le second obstacle concerne la sécurisation des approvisionnements en chaleur et la gestion de l’intermittence liée à l’énergie solaire.

Pour cela, des systèmes de stockage saisonniers doivent être mis en œuvre, mais ce type d’installation nécessite encore du travail en recherche et développement, en particulier pour les grandes installations. Enfin, de nombreux réseaux de chaleur urbains fonctionnent encore à des températures élevées (plus de 100 °C), alors que les réseaux actuels, compatibles avec les énergies renouvelables, fonctionnent généralement à des températures comprises entre 60 et 90 °C. Abaisser la température de ces réseaux est un processus long et coûteux.

La France à la traîne ?

En comparaison, le réseau français fait pâle figure avec seulement 898 réseaux recensés pour 6 500 km et 18,6 TWh annuels en 2021. Les réseaux de chaleur solaires sont particulièrement rares. On peut tout de même citer celui de Narbonne, d’une puissance de 2,7 MWth pour 3 200 m² de panneaux, ou celui de Pons avec 1,4 MWth pour 1 800 m² de panneaux solaires thermiques.

Malgré le faible nombre de RCU en France, ces derniers ont tout de même un avantage de taille : grâce à la mise en place du Fonds Chaleur en 2009, la part des énergies renouvelables dans le mix global est passée de 25 % en 2005 à 56 % en 2017. Aujourd’hui, les énergies renouvelables atteignent même 58 %. La loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte a fixé pour objectif une multiplication par cinq de la quantité de chaleur, de froid et de chaleur fatale renouvelables fournis par les réseaux de chaleur, soit un objectif de 39,5 TWh.

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En Belgique, la saga sur la sortie du nucléaire dure depuis 2003. La Chambre des Représentants vient d’approuver l’accord signé entre l’État et Engie qui gère le parc nucléaire belge, afin de prolonger la durée de vie de deux réacteurs. Une bonne nouvelle pour l’énergéticien français qui va pouvoir envisager l’avenir plus sereinement.

La Belgique est dotée de sept réacteurs nucléaires répartis sur deux sites exploités par Engie : Doel, situé dans la province de Flandre orientale et Tihange qui est dans la province de Liège. En 2021, le nucléaire représentait environ la moitié de la consommation annuelle d’électricité du pays. La Belgique fait partie des pays qui a fait le choix de sortir du nucléaire. Ainsi, une loi a été adoptée à cet effet en 2003 pour une sortie du nucléaire prévue initialement d’ici 2025. Mais à la faveur des changements de coalition et du contexte géopolitique, le scénario a été réécrit plusieurs fois.

La politique énergétique belge, entre fermetures et prolongations de ses centrales nucléaires

En septembre 2022, malgré la guerre en Ukraine qui a bousculé le marché énergétique européen, la Belgique ferme un premier réacteur situé à Doel. En janvier 2023, le mouvement se poursuit avec la déconnexion d’un second réacteur sur le site de Tihange. Avec ces fermetures, la Belgique a perdu 2 gigawatts (GW) de production électrique que le pays entend compenser avec les énergies renouvelables et de nouvelles centrales à gaz.

L’Etat belge avait ensuite annoncé la prolongation pour dix ans de deux réacteurs qui devaient être arrêtés en 2025. Pour Engie, ces changements de cap sont compliqués à gérer puisque le prolongement de l’activité d’une centrale ne s’improvise pas. Il faut prévoir un calendrier de maintenance qui doit s’anticiper. Pareil en cas de déconnexion d’un réacteur, les opérations de démantèlement sont complexes et demandent du temps pour mettre en place l’organisation idoine.

Un accord conclu entre l’État belge et Engie pour prolonger deux réacteurs

Finalement, en décembre 2023, l’État belge et Engie se sont mis d’accord après des mois de négociations. L’État s’est engagé à prolonger jusqu’en 2036 l’activité de deux réacteurs les plus récents du parc. L’accord prévoit qu’Engie transfère à l’État la responsabilité des déchets nucléaires, moyennant le versement de 15 milliards d’euros. En plus, 8 milliards seront versés au titre du démantèlement futur du parc nucléaire.

Cette entente est inédite puisqu’elle prévoit la création d’une coentreprise détenue à parts égales entre l’État et l’énergéticien français pour gérer les deux réacteurs dont la durée de vie est prolongée. Un organisme public indépendant nommé Hedera est également créé pour s’occuper de la gestion financière des déchets nucléaires et des passifs nucléaires qui correspondent aux installations nucléaires mises hors service pour lesquelles aucun moyen n’est disponible pour les assainir et les démanteler. Pour Engie, cet accord permet de gagner un peu de visibilité sur la gestion du parc nucléaire pour les années à venir. En avril 2024, la Chambre des Représentants a validé cet accord qui doit encore recevoir le visa de la Commission européenne.

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Le Parlement européen vient d’adopter un texte pour stimuler la production de technologies à émission nette zéro sur le sol européen. Ce texte sera-t-il suffisant pour réindustrialiser l’Union européenne (UE) et lutter contre la concurrence mondiale ?

Pour accompagner la transition énergétique des États membres de l’UE, les différents secteurs industriels s’adaptent et proposent de nouveaux produits. Néanmoins, l’activité industrielle est soumise à la forte concurrence d’entreprises situées en dehors de l’UE. C’est le cas du secteur photovoltaïque, par exemple, fortement exposé à la concurrence des produits chinois vendus à bas prix. Les entreprises européennes ne parviennent pas à s’imposer sur le marché, créant des fermetures d’usines et des délocalisations. On se souvient notamment de la faillite du Français Systovi et de la fermeture de l’usine solaire de Meyer Burger en Allemagne. L’entreprise a fait le choix de partir s’installer aux États-Unis. Pourquoi ? Tout simplement parce qu’avec son « Inflation Reduction Act » adopté en 2022, Joe Biden a protégé le marché américain de la concurrence internationale en soutenant financièrement les entreprises implantées sur son sol.

Une loi européenne pour une industrie « zéro émission nette » afin de protéger les entreprises de l’UE

Pour maintenir l’industrie européenne face à ce phénomène, il était urgent d’agir pour à la fois préserver les emplois, mais également détenir une certaine souveraineté dans la fabrication de produits indispensables à la transition énergétique. À cette fin, le Parlement européen a adopté le jeudi 25 avril une loi pour une industrie « zéro net » ou Net-Zero Industry Act (NZIA). Les objectifs affichés du texte sont les suivants :

• Rendre le marché intérieur de l’UE adapté à la décarbonation industrielle ;
• Soutenir les technologies nécessaires permettant d’atteindre les objectifs climatiques ;
• Accélérer les procédures d’autorisation et créer des vallées industrielles à émission nette zéro ;
• Déterminer de nouveaux critères pour les procédures d’achat public.

L’ensemble de mesures prises par ce texte devrait permettre à l’UE de produire 40 % de ses besoins annuels en déploiement de technologies à émission nette zéro d’ici 2030. Il s’agit aussi de capter 15 % de la valeur marchande mondiale de ces technologies.

Favoriser les produits fabriqués en Europe en tenant compte des critères de durabilité et de résilience

Plusieurs secteurs sont concernés par cette nouvelle loi : le renouvelable, le nucléaire, la décarbonation industrielle, les réseaux, les technologies de stockage d’énergie et la biotechnologie. Parmi les mesures prises, il y a celle concernant l’accélération des procédures administratives pour faciliter l’obtention des permis, la réduction des délais pour la délivrance des autorisations nécessaires à la mise en œuvre de nouveaux projets. En outre, afin de favoriser les produits fabriqués en Europe, les États membres devront inciter les consommateurs à considérer les critères de durabilité et de résilience lors de l’achat de leurs panneaux solaires ou de leurs pompes à chaleur. Ces critères devront également être considérés lors des procédures d’achat public et des enchères liées au déploiement des énergies renouvelables.

Le rapporteur du texte, Christian Ehler a déclaré que « ce vote est une bonne nouvelle pour l’industrie européenne et donne le ton pour le prochain mandat. Pour atteindre tous nos objectifs économiques, climatiques et énergétiques, nous avons besoin de l’industrie en Europe ». Le texte a été adopté par 361 voix contre 121 avec 45 abstentions. Pour devenir applicable, il doit encore être adopté par le Conseil.

Un texte à la portée incertaine dans un contexte de forte concurrence mondiale sur le marché des technologies bas-carbone

Mais ce texte sera-t-il suffisant pour préserver l’industrie en Europe ? Ce n’est pas ce que pensent certains experts, interrogés par le média Euractiv, qui craignent qu’il ne produise pas suffisamment d’effet. Selon eux, les délais administratifs ne seraient pas décisifs dans la mise en œuvre de nouveaux projets et les nouvelles dispositions prises sur ce point n’auraient donc que peu d’impact. Ensuite, le texte prévoit que les critères de résilience et de durabilité pourraient être écartés dans les procédures d’achat public s’ils s’avéraient trop coûteux, ce qui revient à redonner la priorité aux produits vendus à bas coûts et fabriqués hors de l’UE.

Le texte adopté par le Parlement tente d’encourager l’industrie européenne sans pour autant pénaliser les produits fabriqués en dehors de l’UE. L’avenir nous dira si ces mesures sont suffisantes pour rendre les entreprises européennes suffisamment compétitives sur le marché.

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L’énergie solaire est, nous le savons, consommatrice de surface. En la matière, il est souvent préférable d’utiliser une surface déjà construite et artificialisée, plutôt que d’empiéter sur plus d’espaces naturels et agricoles. Parmi les gisements potentiels, les toitures, bien sûr, et le département des Bouches-du-Rhône a eu pour ce projet les idées larges. Mais à quel prix ?

Les fortes hausses de l’électricité, entraînées par le marché européen de l’énergie et les soubresauts géopolitiques, n’ont pas épargné les collectivités, dont les finances étaient déjà très contraintes. Parmi les dépenses de ces dernières, les factures relatives aux établissements scolaires. Ainsi, dans les Bouches-du-Rhône, la consommation des 137 collèges représenterait 70 % de la facture électrique du département, selon ce dernier.

Or les toitures de ces collèges représentent un important gisement de production d’énergie solaire, et ce, dans un département bien doté en la matière. Par ailleurs, de nombreux collèges du département sont concernés par des travaux de réhabilitation des toitures, notamment dans l’objectif d’améliorer leur isolation et de réaliser des économies d’énergie. Il y avait donc là une opportunité d’action.

39 collèges recouverts de panneaux solaires

Ce sont donc 39 collèges qui ont été sélectionnés dans un premier temps. Ils ont été choisis en fonction de leurs caractéristiques : caractéristiques structurelles suffisantes pour supporter le poids des panneaux, orientation et exposition favorables, ainsi qu’une surface suffisante. Ces centrales cumuleront une puissance totale de 7,7 MWc. Elles couvriront 40 % de la consommation d’électricité de tous les collèges du département, grâce à l’autoconsommation avec vente du surplus. Cela représente l’équivalent de la consommation électrique de 4 400 personnes, et leur production permettra d’éviter l’émission d’environ 350 tonnes d’équivalent CO₂ par an.

Pour mener à bien ce projet, la collectivité a noué un partenariat avec Solarhona, la filiale de la Compagnie nationale du Rhône (CNR) spécialisée dans le développement et l’exploitation de centrales photovoltaïques. Dans le cadre de ce partenariat, Solarhona s’occupera d’abord de la construction, puis de l’exploitation et de la maintenance des installations. Le contrat porte sur vingt-trois ans : les trois premières années concernent les travaux et les vingt années suivantes porteront sur l’exploitation des centrales.

Comment fonctionne le contrat entre Solarhona et les Bouches-du-Rhône ?

Il s’agit en fait d’une location des toitures des collèges, appelée en l’occurrence Autorisation d’occupation temporaire (AOT). Solarhona dispose de la production d’électricité issue des panneaux photovoltaïques, qu’il revend sur le marché. En contrepartie de ces recettes, l’énergéticien verse au département une redevance constituée de deux parts : une part fixe indexée sur la surface mise à disposition, et une part variable indexée sur la production réelle des centrales.

Ce projet entre pleinement dans la stratégie de Solarhona : cette dernière a en effet pour ambition de construire en France un millier de centrales photovoltaïques au sol, sur toiture ou sur ombrière d’ici 2034. Concernant les toitures des 39 collèges, les chantiers doivent s’achever avant décembre 2026.

Le projet représente un investissement total de 19 millions d’euros. Les sources de financement sont multiples : Solarhona elle-même apporte 3 millions d’euros, l’État français apporte 4,1 millions d’euros, et le reste est à la charge du département des Bouches-du-Rhône. Celui-ci compte bénéficier de 1,6 million d’euros d’économies d’énergie grâce à l’autoconsommation, 0,2 million d’euros de certificats d’économies d’énergie, et percevoir par la suite 1,8 million d’euros de redevances de la part de Solarhona, du fait du contrat d’OAT.

Le projet prévoit en outre dans une dimension pédagogique par le biais d’ateliers avec les élèves des collèges concernés. Amapola Ventron, conseillère départementale déléguée à la Transition écologique détaille cet aspect du projet : « Ces ateliers pédagogiques se passeront un peu comme un cours de technologie sur les énergies renouvelables, avec une sensibilisation sur la bonne manière de consommer, l’anti-gaspillage… »

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82 000 ! C’est le nombre de panneaux photovoltaïques que l’on peut désormais compter au-dessus des parkings du célèbre parc d’attraction Disneyland Paris. Plus grand parking solaire d’Europe, il devrait produire près de 36 GWh d’électricité par an, et ce, pour les 30 prochaines années.

Deux ans après la mise en service de la première tranche, le plus grand parking à ombrières photovoltaïques d’Europe vient enfin d’être mis en service, à Disneyland Paris. Les chiffres de ce projet hors norme, emmené par Disneyland Paris et le développeur Urbasolar, ont de quoi donner le tournis. Répartie sur 20 hectares, la centrale totalise 36,1 MWc de puissance, tout en couvrant l’équivalent de 11 200 places de stationnement pour véhicules légers, camping-car et autocars. Elle dépasse ainsi le parc animalier belge de Pairi Daiza et ses 62 750 panneaux photovoltaïques. Le chantier aura nécessité une organisation complexe pour permettre l’utilisation en continu du parking pendant les phases de travaux.

À l’occasion de cette mise en service, la direction de l’aménagement et de l’environnement du parc s’est félicitée de permettre la production d’électricité tout en apportant un confort supplémentaire aux visiteurs.

L’équivalent de la consommation électrique de 17 400 habitants

Avec ses 36 GWh de production annuelle estimée, la centrale photovoltaïque devrait couvrir l’équivalent de la consommation en électricité d’une petite ville de 17 400 habitants. En revanche, elle ne correspond qu’à une petite partie de la consommation du parc aux 18 000 salariés, qui dépasse allègrement les 200 GWh annuels. Sur ce projet, Urbasolar et Disneyland Paris ont choisi de ne pas intégrer de dispositif d’autoconsommation et de revendre l’entièreté de la production de la centrale.

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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.

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.

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.

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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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. »

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.

La batterie LFP composée de 16 cellules en série / Image : Marc Univers Tesla.

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.

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.

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.

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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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.

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.

→ Voir le post d’Arnaud Casanova-Paccallet sur Linkedin

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.

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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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.

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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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.

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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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.

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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📣 La phrase : « l’uranium de retraitement est aujourd'hui entreposé en hangar sans aucune perspective réelle d'utilisation. Il devrait donc être comptabilisé comme un déchet nucléaire, pour davantage de transparence sur leur gestion et leurs coûts. »

🗞️ La source : un post de Greenpeace France publié sur X (ex-Twitter) le 16 novembre 2021.
ℹ️ Le contexte : l’uranium de retraitement est un produit du traitement des combustibles usés à la Hague. Sa valorisation est une composante de la stratégie de recyclage du combustible usé en France. La filière de valorisation a été suspendue en 2013, et vient d’être redémarrée en 2024.
⚖️ Le verdict : Il est vrai que la filière de l’uranium de retraitement avait été suspendue lors du post de Greenpeace, conduisant à l’accumulation d’un stock. Toutefois, la filière n’était que suspendue, et l’uranium de retraitement a d’importantes perspectives d’utilisation.

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.

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.

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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