Le site du Commissariat à l’énergie atomique de Cadarache (Bouches-du-Rhône) a beau être l’un des piliers de la recherche nucléaire en France, tout n’y est pas rose, en particulier le démantèlement des anciens réacteurs de recherche. Symbole de ce constat : le CEA vient d’être autorisé à démanteler le réacteur graphite-gaz Pégase, mais l’opération pourrait nécessiter… 40 ans.

L’État vient de publier un décret autorisant le CEA à entamer le démantèlement du réacteur de recherche Pégase, ou plus précisément l’installation nucléaire de base (INB) nᵒ 22. Ce décret définit non seulement les étapes de ce démantèlement, mais modifie également le périmètre de l’installation nucléaire pour permettre au CEA d’avoir suffisamment d’espace afin d’entreposer ses équipements ainsi que les déchets produits.

Mis en service en 1964 sur le site de Cadarache, Pégase était un réacteur de recherche permettant de réaliser des essais de combustible pour la filière uranium naturel-graphite-gaz (UNGG). Il est arrêté après 15 ans de service, et l’installation est alors convertie pour entreposer des substances radioactives, en particulier du combustible irradié en piscine.

C’est la charpente métallique de l’installation qui a joué un rôle décisif dans la décision de son démantèlement. Sa bonne tenue au risque sismique ne pouvant être prouvée, elle doit être entièrement démantelée. Le CEA va donc devoir déconstruire l’ensemble de l’installation, qui comprend les zones d’entreposage et de manutention, mais également le bâtiment abritant la salle de contrôle, un bâtiment de traitement des eaux, un autre bâtiment dédié à la ventilation et enfin une tour de refroidissement.

L’État a donné au CEA jusqu’en 2065 pour réaliser l’opération, jusqu’à la dépollution des sols.

Pégase rejoint la liste des sites nucléaires français en cours de démantèlement

Au total, la France compte 36 installations nucléaires de base définitivement arrêtées. Parmi elles, un certain nombre en sont déjà au stade du démantèlement, dont 6 réacteurs graphite-gaz (UNGG) à Bugey, Saint-Laurent et Chinon.

On peut également citer le réacteur à neutrons rapides Superphénix, arrêté en 1997, ou le réacteur à eau lourde de Brennilis, arrêté en 1985. Pour ces réacteurs comme pour le Pégase, le caractère unique de ces installations rend leur démantèlement particulièrement complexe.

En revanche, EDF espère faire de la centrale de Fessenheim une vitrine de son savoir-faire en matière de démantèlement. Signe d’une opération jugée moins complexe, EDF espère terminer ce démantèlement en 2048, soit presque 20 ans avant celui de Pégase.

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Sous l’impulsion du pape François, le Vatican se tourne de manière active vers un avenir décarboné. Son successeur, Leon XIV, vient de valider un projet de centrale solaire de 90 MWc qui devrait aider le Saint-Siège à devenir autonome en électricité. 

Le plus petit État au monde veut s’approcher de l’autonomie énergétique en prévoyant de construire une vaste centrale photovoltaïque de près de 90 MWc. Cette dernière, nécessitant un investissement d’une centaine de millions d’euros, pourrait être mise en service d’ici 2 ans.

Cependant, déployer une telle surface dans l’enceinte du Vatican est tout simplement impossible : la centrale envisagée devrait s’étendre sur 200 hectares, alors que le territoire du Vatican ne compte que 44 hectares. La centrale devrait donc voir le jour à Santa Maria di Galeria, sur un domaine de 450 hectares qui accueille les infrastructures de transmission de Radio Vatican depuis le début des années 1950.

Le Vatican choisit l’agrivoltaïsme

Ce n’est pas la première fois que le Saint-Siège choisit le photovoltaïque. Dès 2008, 2400 panneaux solaires avaient été installés sur la toiture de la salle Paul VI, à l’occasion de la rénovation de ses 5000 mètres carrés de toiture. Depuis, cette centrale solaire fournit 300 MWh d’électricité chaque année.

Pour ce nouveau projet, qui couvrira presque la moitié de la propriété extraterritoriale de Santa Maria di Galeria, le Vatican a choisi l’agrivoltaïsme. Sur le principe, cela permettrait de faire cohabiter agriculture et production d’électricité en générant de l’ombre et donc en protégeant les cultures lors des épisodes de forte chaleur, tout en limitant l’évaporation de l’eau. Selon les premières informations transmises, les panneaux seront équipés d’un système de suivi du soleil.

Dans un premier temps, le site devrait alimenter le centre de Radio Vatican, puis participer à rendre la Cité pontificale autonome en énergie. D’autres bâtiments pourraient bénéficier de cette électricité solaire, comme l’hôpital pédiatrique Bambino Gesu de Rome. En revanche, pour le moment, aucune information n’a été transmise sur la capacité de production annuelle estimée de la centrale ni la présence éventuelle d’un système de stockage, qui permettrait une réelle autonomie.

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Et si les éoliennes flottantes étaient bien plus que de simples moyens de produire de l’électricité décarbonée ? Selon un récent rapport, l’un des plus anciens parcs flottants au monde est devenu un véritable paradis pour la biodiversité sous-marine grâce à l’absence de pêche et à la présence de ces nouveaux récifs artificiels. 

En matière d’éolien flottant, les données manquent parfois concernant l’impact de ces structures sur la biodiversité locale, du fait de la jeunesse de cette technologie. Néanmoins, le parc WindFloat Atlantic, considéré comme le premier parc d’Europe continentale, nous donne quelques éléments de réponse grâce à un suivi réalisé depuis sa mise en service. Il a été mis en service en 2020 et se compose de trois turbines Vestas V164, d’une puissance de 8,4 MW chacune pour une puissance cumulée de 25,2 MW, produisant ainsi l’équivalent de la consommation de 25 000 foyers chaque année.

Après 8 ans de monitoring de la zone, les équipes de WindFloat Atlantic ont pu observer pas moins de 272 espèces sous-marines dans l’emprise du parc situé à 20 kilomètres des côtes de Viana do Castelo au Portugal, où le fond marin se trouve à 100 mètres de profondeur. Outre les dauphins, raies, orques et autres requins, c’est surtout la densité de poissons et de pieuvres qui a été remarquée.

Même au-dessus de la surface, les observations réalisées ont révélé la présence de 33 espèces d’oiseaux et même trois espèces de chauves-souris.

Des flotteurs d’éoliennes qui jouent le rôle de récifs artificiels

Ces résultats prometteurs s’expliquent notamment par le développement de la biodiversité sur les infrastructures immergées. Les flotteurs ont vite été couverts de moules et d’anémones, ce qui a permis la création de tout un écosystème. Les équipes de WindFloat Atlantic ont ainsi pu capturer près de 674 pieuvres et 5000 poissons de 52 espèces sur la zone, soit une densité nettement supérieure à la zone témoin.

Tout n’est pas parfait pour autant, puisque les scientifiques ont également observé la présence de plusieurs espèces invasives, en particulier certaines algues comme le wakame. Si nécessaire, une éradication sera envisagée pour préserver le reste de l’écosystème.

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EDF n’a pas de temps à perdre, s’il veut tenir l’objectif de mise en service fixé à 2038 pour la mise en service de ses EPR2 de Gravelines. L’État vient d’autoriser le début des travaux préparatoires, qui incluent notamment les terrassements et travaux de génie civil. 

EDF peut officiellement commencer les travaux pour les futurs EPR2 de la centrale nucléaire de Gravelines, du moins les travaux préparatoires. Suite à la publication d’un décret le 12 août, EDF a le feu vert pour lancer les travaux préparatoires qui concernent les terrassements, le génie civil et les infrastructures du futur chantier. Ces travaux incluent notamment la relocalisation du terminal ferroviaire du centre nucléaire de production d’électricité de Gravelines, la création du chenal d’amenée ou encore le renforcement des sols.

D’ailleurs, sur ce dernier point, le défi est de taille car la centrale de Gravelines est construite sur un polder, une étendue artificielle gagnée sur la mer. Le site concerné est constitué de couches épaisses de sables et d’argiles qui pourraient se tasser de manière inégale avec le poids des EPR2. Pour résoudre cette situation, EDF a d’abord proposé une première solution pour laquelle l’ASNR a émis des réserves. L’énergéticien français a donc mis au point une nouvelle solution reposant sur des techniques moins novatrices, mais plus éprouvées.

Cette solution repose sur l’enfouissement de 2000 barrettes en béton de 50 mètres de long dans le sol qui devraient permettre d’uniformiser les tassements et d’éviter les tassements différentiels. En parallèle, la première couche de sol serait excavée sur 15 mètres de profondeur pour être remplacée par un remblai soigneusement compacté.

Future plus grande centrale nucléaire au monde ?

Actuellement, la centrale nucléaire de Gravelines est déjà considérée comme la plus grande centrale d’Europe occidentale grâce à ses 6 réacteurs de 900 MWe de puissance. Mais l’ajout des deux EPR2 pourrait lui permettre de prétendre au titre de centrale nucléaire la plus puissante au monde avec environ 8,8 GW de puissance totale.

Pour cela, il faudra tout de même que les 6 réacteurs actuels soient encore en service en 2038-2039, années auxquelles les deux EPR2 pourraient être mis en service. Elle entrerait en concurrence avec la centrale japonaise de Kashiwazaki-Kariwa et ses 7,65 GW ou la centrale de Bruce, au Canada, qui affiche une puissance de 6,3 GW.

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Si vous vous êtes déjà penché sur un projet de panneaux solaires, qu’il s’agisse d’une grande centrale en toiture, d’un aménagement de van ou d’une batterie tout-en-un, vous avez sans doute croisé ce sigle un peu barbare : MPPT. On le retrouve dans la plupart des régulateurs de charge, les batteries solaires « tout-en-un » et les micro-onduleurs. Pourtant, son rôle reste souvent mal compris.

Pour comprendre l’utilité du MPPT, il faut déjà savoir une chose : un panneau photovoltaïque ne délivre pas une puissance fixe. Sa production dépend de trois facteurs qui varient sans cesse : l’ensoleillement, la température des cellules et la résistance électrique du circuit auquel il est raccordé.

Si l’on trace la courbe (nommée « courbe IV » par les experts) qui relie la tension et le courant produits par un panneau, on observe qu’il existe un point précis, à un instant T, où le produit tension × courant est maximal. On l’appelle le point de puissance maximale, ou MPP (Maximum Power Point). Avant ce point, le panneau est sous-exploité. Après, sa tension chute brutalement et la puissance disponible s’effondre.

Le problème, c’est que ce point optimal n’est pas fixe : il se déplace en continu au fil de la journée, selon la météo, la température des panneaux et la présence d’ombrages. Un système fonctionnant sur une tension fixe ne permettrait pas d’exploiter au maximum la puissance des panneaux solaires. C’est pour cette raison qu’a été inventé le traqueur MPPT.

Le rôle du MPPT : obtenir la puissance maximale des panneaux

MPPT signifie « Maximum Power Point Tracking », autrement dit « poursuite du point de puissance maximale ». Il s’agit d’un algorithme, embarqué dans une sorte de micro-ordinateur, dont la mission est de mesurer en permanence la tension et le courant en sortie du panneau, puis d’ajuster la tension de fonctionnement du circuit pour rester constamment synchronisé sur le sommet de cette courbe de puissance, quelles que soient les conditions du moment.

Concrètement, un contrôleur MPPT est un convertisseur DC-DC piloté par un microprocesseur. Plusieurs fois par seconde, il fait varier légèrement sa charge électrique, observe si la puissance produite augmente ou diminue, puis corrige sa trajectoire en conséquence, un peu comme on chercherait à tâtons la meilleure fréquence d’une radio en tournant le bouton dans un sens, puis dans l’autre si le signal se dégrade. C’est cette recherche permanente qui permet d’extraire à chaque instant le maximum de ce que le panneau est capable de donner, puis de convertir cette énergie à la tension adaptée pour charger une batterie ou alimenter un onduleur.

Cette méthode de recherche par petits ajustements successifs porte un nom dans le jargon technique : on parle d’algorithme « Perturb & Observe » (perturber puis observer), le plus répandu dans les contrôleurs grand public. D’autres approches plus sophistiquées existent, comme la conductance incrémentale, capables de réagir plus vite lors de variations brutales d’ensoleillement, par exemple quand un nuage passe rapidement devant le soleil.

Pourquoi on le retrouve partout dans l’écosystème solaire

Le traqueur MPPT se glisse dans de très nombreux appareils destinés à gérer la production d’une centrale solaire :

– Dans les régulateurs de charge des installations autonomes (camping-car, site isolé, cabanon), le MPPT remplace progressivement les régulateurs PWM, économiques mais très peu efficaces. Ces derniers se contentaient de connecter directement le panneau à la batterie en modulant la tension par impulsions, sans jamais chercher le point optimal : une bonne partie de l’énergie disponible était perdue, notamment lorsque la tension du panneau dépassait largement celle de la batterie. Un régulateur MPPT, lui, peut récupérer 20 à 30 % d’énergie supplémentaire dans certaines configurations, en convertissant le surplus de tension en courant de charge utile.

– Dans les batteries solaires « tout-en-un » que l’on installe de plus en plus à domicile, le MPPT est directement intégré au boîtier. Cela simplifie l’installation puisque l’utilisateur n’a pas besoin d’ajouter un régulateur séparé, et cela permet au fabricant d’optimiser finement l’électronique en fonction de la capacité de la batterie et des caractéristiques attendues des panneaux qui y seront raccordés. Certaines batteries embarquent plusieurs MPPT, parfois un pour chaque entrée solaire, ce qui permet d’obtenir une meilleure production lorsque la centrale solaire présente différentes expositions (une moitié de panneaux à l’est, l’autre à l’ouest, par exemple).

– Dans les micro-onduleurs, enfin, chaque appareil embarque généralement son propre MPPT, dédié à un ou plusieurs panneaux. C’est d’ailleurs l’un des grands arguments commerciaux de cette technologie face à un onduleur central classique : si un panneau est partiellement ombragé par une cheminée ou une antenne, seul ce panneau voit sa production affectée, car son MPPT individuel s’adapte à sa situation propre sans tirer vers le bas l’ensemble de la chaîne. Avec un onduleur central et des panneaux câblés en série, un seul panneau ombragé peut au contraire pénaliser la production de toute la rangée.

La prochaine fois que vous jeterez un œil à du matériel solaire, vous comprendrez désormais l’intérêt du MPPT et saurez s’il vous en faut un ou plusieurs.

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Les océans constituent la plus grande réserve d’uranium au monde, mais son extraction n’a jamais dépassé le stade de l’expérimentation. Jusqu’à aujourd’hui. L’entreprise SuperCritical Materials vient d’obtenir une licence pour industrialiser la production d’uranium marin. 

L’entreprise SuperCritical Materials, basée dans le Texas, entend bien concrétiser les travaux menés depuis plus de 10 ans par le Pacific Northwest National Laboratory (PNNL). En 2018, celui-ci est parvenu à créer cinq grammes de yellow cake en utilisant des fibres acryliques pour l’extraire de l’eau de mer. Depuis ce moment, le processus a été breveté et SuperCritical Materials vient d’obtenir une licence du département américain de l’Énergie, afin de pouvoir extraire l’uranium marin à l’échelle industrielle d’abord aux États-Unis, puis « par la suite dans des pays alliés cherchant à renforcer la sécurité intérieure des combustibles nucléaires ».

D’un point de vue plus technique, le matériau mis au point par le PNNL et utilisé par SuperCritical est décrit comme un adsorbant polymère durable et réutilisable. Ce matériau capte à sa surface l’uranium grâce à des molécules qui sont chimiquement liées aux fibres acryliques. Ce matériau serait peu coûteux, et pourrait être fabriqué à partir de matière recyclée.

Répondre à la demande grandissante en uranium

Pour le moment, aucun calendrier n’a été annoncé pour le déploiement de cette technologie, mais les enjeux sont immenses. Dans un contexte de transition et d’indépendance énergétique, le nucléaire séduit de plus en plus de pays pour produire de l’électricité et de la chaleur décarbonées. L’engouement est tel que les besoins annuels en uranium pourraient passer de moins de 70 000 tonnes actuellement à plus de 140 000 tonnes par an en 2050. Néanmoins, l’extraction de cet uranium est au cœur des enjeux d’indépendance énergétique, notamment à cause de l’emplacement des mines d’uranium.

Avec un potentiel annoncé à 4,5 milliards de tonnes, l’eau de mer pourrait en théorie rendre plus accessible l’uranium. D’ailleurs, cette réserve se régénère en permanence, particulièrement grâce à l’érosion du littoral. À noter qu’on trouve même de l’uranium dans l’eau douce. En 2009, l’IRSN a calculé que la masse d’uranium transitant chaque jour dans le Rhône pouvait être estimée à 80 kg. Reste désormais à savoir si les innovations technologiques permettront d’obtenir cet uranium à un coût raisonnable.

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La part de l’électricité solaire augmente de manière fulgurante à travers le monde, mais cette production est toujours aussi déséquilibrée. Le stockage de l’électricité devient plus important que jamais pour enfin faire baisser la part de l’énergie fossile dans la génération d’électricité nocturne.

Au premier semestre 2026, selon l’institut Ember, les installations photovoltaïques du monde entier ont représenté en moyenne 10 % de la production électrique totale. Ce chiffre, encourageant, témoigne d’une progression constante de l’énergie solaire depuis plusieurs années. Lors du premier semestre 2023, le solaire n’avait représenté que 5,6 % de la production totale. En d’autres termes, la production électrique issue du solaire est passée de 769 térawattheures (TWh) au premier semestre 2023 à 1564 TWh sur la même période en 2026.

Toujours dans les bonnes nouvelles, la production solaire a augmenté 7 fois plus vite que la production totale d’électricité sur les 10 dernières années, ce qui représente une hausse de production de 27 % par an.

Seulement voilà, la production photovoltaïque est très déséquilibrée, et cela commence à poser problème. Ember explique que les panneaux solaires représentent 25 % du mix électrique mondial entre 11h et 14h, mais que ce chiffre tombe à 0 % la nuit. Ce constat est encore plus criant dans les marchés les plus matures en termes de photovoltaïque, où la part du solaire dans le mix électrique avoisine les 20 % de moyenne. C’est le cas du Chili ou de l’Allemagne. Au Chili, à midi, le solaire génère 71 % de l’électricité totale nécessaire, mais tombe à 0 % dès 21 heures. En Allemagne, vers midi, le solaire compte pour 55 % du mix.

Installer des batteries, et vite

De ce fait, la consommation d’énergie fossile pour produire de l’électricité la nuit n’a quasiment pas baissé ces dernières années. Il est donc fondamental de mettre en place des moyens de stockage de l’électricité pour pouvoir utiliser une partie de l’énergie produite en décalé, à des moments où le soleil ne brille plus. En la matière, le Chili et la Bulgarie sont en avance. En 2025, les deux pays ont installé l’équivalent de 75 % de la puissance de leurs nouvelles centrales solaires en capacité de stockage. Ce développement important de leur parc de batteries permet de décaler une partie de leur production solaire entre 19 heures et 23 heures.

D’ailleurs, les batteries de stockage longue durée vont devenir de plus en plus nécessaires, pour permettre d’utiliser la production photovoltaïque, même pendant les jours les plus nuageux, même si souvent, la production éolienne est plus importante par mauvais temps.

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Grâce à d’importantes ressources minières, le Canada compte bien profiter du renouveau du nucléaire en devenant l’un des principaux producteurs d’uranium au monde. Preuve de cette ambition, le pays s’apprête à investir 1,3 milliard d’euros dans une mine qui pourrait produire 20% de la production actuelle mondiale. 

En plein cœur du Canada, dans la province de la Saskatchewan, on trouve des lacs et rivières par milliers, des forêts de bouleaux… Et de l’uranium. Celui-ci se situe dans des couches sédimentaires vieilles de 1,8 milliard d’années, dans une concentration encore jamais vue ailleurs sur Terre. Ici, la teneur en uranium est de 2,34% alors qu’elle ne dépasse pas les 0,1% de moyenne dans le reste des mines connues.

Ce constat a été réalisé par l’entreprise NextGen Energy, il y a une dizaine d’années, à 155 km au nord de la ville de La Loche. Après une décennie de demandes d’autorisations et d’accords avec les communautés locales, l’entreprise a enfin le feu vert pour lancer la construction de la mine d’uranium Rook I, qui devrait être mise en service en 2030 après 4 ans de travaux. Celle-ci devrait permettre la production annuelle de 30 millions de livres d’uranium, soit plus de 13 000 tonnes par an.

Un fournisseur plus stable que ses principaux rivaux

Cette nouvelle mine d’uranium devrait avoir une importance capitale à l’échelle mondiale pour plusieurs raisons. D’abord, avec la recrudescence de projets nucléaires à travers le monde, les besoins en combustible devraient doubler d’ici 2040. D’autre part, de nombreux pays producteurs d’uranium sont considérés comme peu stables, dans un échiquier géopolitique mondial de plus en plus complexe. Pour s’en convaincre, il suffit de voir le destin des mines françaises d’uranium au Niger, après la révolution dans le pays. De la même manière, la Russie et la Chine sont des producteurs importants d’uranium, mais les échanges commerciaux sont parfois tendus. Enfin, si le Kazakhstan couvre presque 40 % de la production mondiale, la proximité du pays avec la Russie interroge, voire inquiète.

À l’inverse, le Canada est considéré comme stable, et parfaitement intégré à l’écosystème occidental. De ce fait, il pourrait devenir à court terme une assurance tout-risques pour le nucléaire français et européen.

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Pourquoi faire compliqué, quand on peut faire simple ? Plutôt que d’installer les panneaux solaires sur des structures métalliques, en respectant une certaine inclinaison pour en améliorer la production, une entreprise a décidé de poser ses panneaux solaires à plat sur le sol. Si cette solution n’est pas idéale en termes de rendement, elle a de nombreux atouts, comme un investissement minimal et une grande densité énergétique. 

Du fait d’une maturité technologique avancée, les parcs éoliens et solaires terrestres sont souvent tous semblables les uns par rapport aux autres. Mais de temps à autres, certaines entreprises tentent de faire bouger les lignes pour en augmenter l’efficacité ou en faire baisser les coûts. C’est exactement l’objectif de la société américaine Erthos, avec sa solution Earth Mount Solar.

Cette dernière travaille depuis plusieurs années sur une solution de parcs photovoltaïques directement posés au sol. Sur le papier, cette idée cumule les avantages comme la réduction des matériaux et de la main-d’œuvre nécessaire, réduisant de fait l’investissement nécessaire.

Cette solution technique a notamment été déployée pour la Northeast surface water treatment de Fresno, une usine de traitement des eaux qui injecte 30 millions de gallons d’eau (113 000 mètres cubes) par jour dans le réseau d’eau potable. La centrale en question affiche une puissance modeste de 1,7 MWc, et est associée à une batterie de 2 MWh qui permet d’optimiser la production solaire. Mise en service en mars 2026, la centrale a atteint 101% de la production attendue avec 862 MWh.

70 % plus dense que la centrale solaire de Cestas

Malgré une faible puissance, la centrale de Fresno illustre tout le potentiel de la solution développée par Erthos. Si les panneaux ne peuvent être inclinés pour en améliorer le rendement, les avantages de cette configuration sont ailleurs. Citons d’abord l’absence de structure métallique qui limite grandement le coût des matières premières.

Ici, en guise de structure, on retrouve des sortes de plots en béton qui délimitent les contours de l’îlot photovoltaïque. Depuis ces plots, une sorte de treillis en câbles métalliques est mis en place et lie tous les panneaux ensemble. Chaque îlot solaire suit la topographie du terrain, et peut accepter une pente jusqu’à 15%.

Du fait de cette architecture, les panneaux ont également la particularité d’être tous bord à bord, ce qui évite les pertes d’espace, et permet d’atteindre un rendement énergétique exceptionnel. À titre d’exemple, Erthos annonce presque 2 MWc de puissance installée par hectare. En comparaison, la centrale de Cestas, d’une puissance de 300 MWc pour 258 hectares, affiche un rendement de 1,16 MWc par hectare. Enfin, concernant l’entretien, Erthos a prévu un robot autonome capable de nettoyer jusqu’à 3,5 MWc de panneaux pendant la nuit, grâce à des brosses en nylon.

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En quelques années, le Brésil s’est imposé comme l’un des principaux pays dans la course aux éoliennes. Fort d’une cinquième place au classement mondial en puissance installée, il continue son ascension avec un nouveau parc terrestre de 280 MW. 

Un nouveau parc éolien terrestre d’un montant de 250 millions d’euros va voir le jour dans le sud du Brésil, non loin de la frontière avec l’Uruguay. Porté par la société norvégienne Statkraft, ce parc de 280 MW sera situé dans le sud du pays, non loin de la frontière avec l’Uruguay. Si sa date de mise en service n’a pas été officiellement annoncée, le projet a déjà bien avancé puisque le début de la construction est prévu pour janvier 2027. Pour l’heure, les détails techniques à son sujet sont peu nombreux, mais l’essentiel n’est pas là. Ce parc est d’une grande importance car il témoigne de la progression fulgurante du Brésil en matière d’éolien.

Le Brésil montre la voie

Situé dans la municipalité de Santa Vitoria do Palmar, dans la région Rio Grande do Sul, le parc va bientôt rejoindre les 35,9 GW d’éoliennes brésiliennes en exploitation à la fin de l’année 2025. Cette capacité installée, presque deux fois supérieure à celle de la France, place le pays à la 5ᵉ place mondiale en termes de capacité. D’ailleurs, la production annuelle du Brésil est passée de 22 TWh en 2015 à 118 TWh en 2025 !

Ce chiffre est loin d’être anodin car le développement éolien est généralement réservé aux plus grandes puissances mondiales. C’est pour cette raison que dans le top 10 des plus grands pays en termes d’éoliennes, on retrouve la Chine, les États-Unis, la France mais aussi l’Allemagne ou l’Inde.

En faisant exception, avec son PIB nominal situé à la 10ᵉ (ou 11ᵉ selon les sources) place mondiale, le Brésil ouvre la voie aux pays émergents en termes de développement d’énergies renouvelables. Dans cette dynamique, on retrouve la Turquie qui a branché 2,1 GW d’éoliennes en 2025, mais aussi le Chili ou le Pérou qui ont augmenté leurs capacités de 24 % et 36 % sur la seule année 2025.

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Aux avant-postes de l’Atlantique, l’Île de Sein fait partie de ces territoires français qui ne profitent pas du mix très peu carboné de l’Hexagone. Pour en limiter la consommation de fuel, une éolienne de 45 mètres de haut va être installée d’ici la fin de l’année, une nouvelle qui ne plaît pas à tout le monde.

Compte tenu de la topographie locale, la future éolienne de l’île de Sein devrait se faire remarquer. Cette éolienne est issue d’un projet lancé il y a près de 10 ans par EDF, le Syndicat départemental d’énergie et d’équipement du Finistère (Sdef) et la commune. Après une décennie de développement et de débats houleux, sa construction se précise enfin avec une installation prévue pour la fin de l’année, pour une mise en service en 2027.

L’éolienne en question, haute de 45 mètres, aura une puissance de 250 kW et devrait injecter 760 MWh du micro-réseau électrique développé sur l’île bretonne.

Décarboner les zones non interconnectées

Cette installation est loin d’être anecdotique. Si la France métropolitaine bénéficie d’un mix électrique particulièrement décarboné notamment grâce au nucléaire, il en va autrement des zones non interconnectées dont fait partie l’île de Sein, avec la Corse (en partie), la Guadeloupe, La Réunion ou encore la Guyane.

Située à seulement 5 miles nautiques (8 km) du continent, l’Île de Sein n’est pourtant pas connectée au reste du réseau national, et elle nécessite 400 000 litres de fioul par an pour répondre à ses besoins énergétiques. EDF a bien mis en place un parc photovoltaïque sur l’île, mais celui-ci ne correspond qu’à 15% du mix énergétique de l’île. Pour l’heure, la majorité de la production électrique insulaire est issue d’une centrale thermique de 860 kW.

Pour réduire son empreinte carbone, l’île travaille en parallèle à réduire et optimiser sa consommation électrique avec le déploiement de compteurs Linky, la réfection complète de l’éclairage public avec un passage aux LED, ainsi qu’une campagne de rénovation thermique de l’habitat ancien. Pour optimiser la production renouvelable locale, des batteries stationnaires sont également prévues.

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Coalburn 1, une batterie géante de 500 MW et 1 GWh, démarre son exploitation commerciale en Écosse. Ce système de stockage est censé renforcer la flexibilité du réseau britannique face à la montée des énergies renouvelables.

Le développement des infrastructures de stockage devient un enjeu majeur pour accompagner la transition énergétique. La mise en service de Coalburn 1, en Écosse, marque une étape significative dans la capacité européenne à équilibrer le réseau électrique tout en intégrant toujours plus d’énergie renouvelable intermittente.

Implantée sur un ancien site minier du South Lanarkshire, près de Glasgow, la batterie Coalburn 1 dispose d’une puissance nominale de 500 MW et peut stocker jusqu’à 1 GWh d’énergie. Cette capacité permet de délivrer de l’électricité « de secours » ou d’ajuster la production sur une période d’environ deux heures à pleine puissance, un atout essentiel pour la gestion du réseau face aux fluctuations des énergies renouvelables.

La construction débutée fin 2023 a permis de transformer un paysage marqué jadis par l’industrie du charbon. Cette installation est désormais la plus grande batterie opérationnelle d’Europe.

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Un ensemble de sites de stockage pour renforcer le système électrique britannique

Coalburn 1 n’est que le premier volet d’une série de trois projets similaires développés par Copenhagen Infrastructure Partners (CIP) en Écosse. À ses côtés, Coalburn 2 viendra s’implanter sur le même site avec une capacité équivalente, tandis que le projet Devilla sera implanté près de Fife, renforçant encore la capacité de stockage totale.

Ensemble, ces trois batteries offriront une puissance cumulée de 1,5 GW et une capacité de 3 GWh, ce qui permettra d’améliorer significativement la flexibilité et la résilience du réseau électrique au Royaume-Uni. Ces installations faciliteront une intégration plus poussée des sources renouvelables intermittentes et promettent une réduction des coûts pour les consommateurs.

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Le volet financier pour assurer la pérennité du projet

Pour renforcer la solidité financière du projet, CIP a vendu 50 % de Coalburn 1 à l’assureur Axa IM Alts en 2025, marquant l’entrée de ce dernier dans le secteur du stockage d’énergie au Royaume-Uni. La gestion opérationnelle du site a été confiée à RES, spécialiste des énergies renouvelables, garantissant ainsi une exploitation optimisée et durable.

Côté contrats, Coalburn 1 bénéficie de plusieurs engagements financiers à long terme, dont un contrat d’optimisation avec l’énergéticien SSE pour dix ans, ainsi qu’un accord de capacité de 15 ans assurant la disponibilité de 300 MW. Ces garanties de revenus sur le moyen et long terme assurent la viabilité économique et opérationnelle de ce système de stockage.

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Indispensables à la fabrication des aimants permanents, des éoliennes et des smartphones, les terres rares sont d’une importance stratégique capitale. Dans ce contexte, l’Australie prépare une vaste raffinerie dédiée à ces matériaux pour proposer une alternative crédible à la Chine. 

Grâce à une géologie très ancienne et diversifiée, l’Australie possède l’un des sous-sols les plus exceptionnels au monde. Elle compte parmi les plus grandes réserves de minéraux critiques, comme le minerai de fer, le plomb, l’uranium mais également la bauxite, le cuivre ou le lithium.

Forte de ces réserves, elle ambitionne de concurrencer la Chine dans le secteur des terres rares, grâce à la construction d’une vaste raffinerie intégrée, située à Eneabba sur la côte ouest de l’Australie. Cette dernière, portée par l’entreprise Iluka Resources, a fait l’objet d’un prêt d’État d’un montant de 1,2 milliard de dollars. Elle devrait permettre de séparer des oxydes de terres rares légères et lourdes pour créer une chaîne d’approvisionnement pour les aimants permanents.

Les produits visés sont principalement le néodyme et le praséodyme, le dysprosium et le terbium. Ils devraient être obtenus grâce au traitement des sables minéralisés enrichis en oxyde de terre rare. Une fois en service, à l’horizon 2027, l’usine pourra traiter environ 55 000 tonnes de matériaux par an.

Réduire la dépendance occidentale à la Chine

Pour débuter son activité, la raffinerie pourra compter sur un stock d’un million de tonnes de minéraux concentrés constitué par Iluka Resources, qui devrait permettre le fonctionnement de la raffinerie jusqu’en 2035. En parallèle, d’autres sources d’approvisionnement sont prévues grâce à des accords avec des compagnies minières comme Northern Minerals, Lindian Resources ou VHM.

Avec ce projet d’envergure mondiale, l’Australie espère se positionner comme alternative crédible à la Chine. Cette raffinerie entre d’ailleurs en service dans une période où l’occident cherche à réduire sa dépendance à la Chine, y compris au sujet des terres rares. Celles-ci sont, en effet, d’une importance capitale pour l’indépendance énergétique de demain. On les retrouve dans les moteurs électriques, les smartphones, les éoliennes et même dans des équipements militaires comme les radars.

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Le niveau du deuxième plus long fleuve d’Europe ne remonte pas, et la situation énergétique devient compliquée pour de nombreux pays. Pour maintenir son unique centrale nucléaire à flot, la Hongrie vient de couler deux péniches afin d’en maintenir le refroidissement. 

Les niveaux historiquement bas du Danube ne cessent de faire la Une de l’actualité. Outre les vestiges du passé qui refont surface, comme des squelettes de mammouth ou des navire de guerre nazis, c’est l’impact de cette sécheresse sur l’approvisionnement énergétique européen qui fait parler.

Presque trois semaines après le ralentissement des premières centrales nucléaires, la situation est toujours critique. En Hongrie, la seule centrale nucléaire du pays ne fonctionne qu’à 25% de ses capacités, portant atteinte à la sécurité énergétique du pays. Pour éviter le pire, le gouvernement hongrois vient même de prendre la décision de couler deux barges remplies d’eau à proximité directe des prises d’eau de la centrale dans le Danube. Objectif : augmenter de quelques centimètres le niveau de l’eau pour permettre aux pompes de continuer de fonctionner pour refroidir l’unique réacteur encore en service.

Selon Attila Aszódi, professeur en ingénierie nucléaire à l’université de Budapest, la centrale nécessite normalement un débit du fleuve de 100 mètres cubes par seconde pour fonctionner normalement. Mais actuellement, il est trois fois inférieur, engendrant ainsi un niveau historiquement bas.

Des barges pour l’instant, un barrage plus tard

Toujours selon Attila Aszódi, dans une interview pour le média DW News, cette solution n’est que provisoire. Les deux barges ne devraient rester immergées que quelques jours à deux semaines au maximum. En revanche, un projet de barrage serait à l’étude pour sécuriser le niveau à proximité des prises d’eau de la centrale, pour éviter qu’une telle situation ne se reproduise.

À plus long terme, Attila Aszódi explique également que les systèmes de refroidissement des centrales nucléaires devront être adaptées à ce type de situation. Actuellement, dans la centrale de Paks, l’eau prélevée dans le fleuve est l’unique moyen de refroidir les réacteurs. Mais à terme, des systèmes de refroidissement additionnels devraient être installés afin de transférer une partie de la chaleur dégagée par les réacteurs dans l’atmosphère, plutôt qu’exclusivement dans l’eau du Danube.

Aux dernières nouvelles, une remontée de quelques centimètres du niveau du Danube aurait permis, ce matin, le redémarrage du deuxième réacteur de la centrale.

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La Chine fait une entrée fracassante sur le marché des batteries type Long-Duration Energy Storage (LDES) en mettant en service l’une des plus grandes usines au monde. Cette dernière, dont la construction a coûté plus d’un milliard d’euros, devrait produire plusieurs dizaines de GWh de batteries LFP par an. 

Le groupe industriel chinois HiTHIUM vient de mettre en service un parc industriel d’un nouveau genre, entièrement dédié au stockage industriel d’énergie à long terme (LDES). Le site de 80 hectares ambitionne de couvrir toutes les étapes de fabrication de ces batteries géantes, depuis la confection des cellules LFP jusqu’à l’assemblage des modules en passant par la production de nouveaux matériaux ou le traitement des matières premières.

Pour peser directement à l’échelle mondiale dans un marché en pleine expansion, l’usine bénéficie de lignes de production dernière génération qui font la part belle à l’automatisation, avec 95% des opérations sans intervention humaine, tandis que la consommation énergétique, les effectifs et la surface nécessaire sont revus à la baisse. Chaque ligne de production doit pouvoir fabriquer 15 GWh de batteries longue durée par an. L’ensemble du site aura nécessité un investissement de 1,4 milliard d’euros.

L’industrie des LDES s’organise

À l’heure actuelle, la plupart des batteries de stockage, en particulier pour le stockage chimique, sont des batteries de court durée de stockage. Les batteries sont dimensionnées pour ne conserver l’électricité que quelques heures avant de le revendre lors des pics de consommation.

Mais les batteries de stockage longue durée sont tout aussi importantes. Capables de délivrer de l’électricité sur plusieurs heures, et même plusieurs jours, elles ont pour rôle d’assurer la stabilité du réseau électrique, de mieux intégrer les énergies renouvelables, et de lisser les pics de production et de consommation.

Le marché du stockage de courte durée est dominé par les technologies associées au lithium comme les batteries LFP, mais la situation est un peu différente pour le stockage longue durée. De nombreuses solutions technologiques sont étudiées et mises en service : air comprimé, batterie gravitationnelle, sels fondus, ammoniac ou encore hydrogène.

De son côté, la Chine continue de croire au lithium pour tout son stockage, grâce à sa longue expérience en la matière, et ses ressources minières adaptées.

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L’Espagne va-t-elle finalement revenir sur sa décision de sortir du nucléaire à l’horizon 2035 ? Si rien n’est officiel, la question se pose, alors que la sécurité de l’approvisionnement énergétique est plus que jamais au coeur des débats. En attendant, le pays vient de prolonger sa plus grande centrale jusqu’en 2030. 

Depuis bientôt 10 ans, l’Espagne prend une direction claire en matière de décarbonation : favoriser les renouvelables et s’affranchir de l’énergie nucléaire. Cette dynamique anti-nucléaire passe notamment par la fermeture de la centrale nucléaire Almaraz, la plus puissante du pays avec ses deux réacteurs à eau pressurisée de 1040 MWe. Mais le black-out de l’année dernière a calmé les ardeurs hispaniques en rappelant les potentielles failles d’un mix électrique entièrement renouvelable.

Face aux risques pour l’approvisionnement électrique du pays, et aux demandes pressantes des trois propriétaires de la centrale (Iberdrola, Endesa et Naturgy), le gouvernement espagnol a finalement accepté de repousser l’extinction définitive des deux réacteurs au 8 juin 2030, après avoir reçu un avis favorable de l’autorité de sûreté nucléaire espagnole.

Initialement, la fermeture des deux réacteurs avait été actée en 2019, pour une application en 2027 et 2028. Cette fermeture fait partie du calendrier de sortie du nucléaire, avec une sortie prévue pour 2035.

Un Fessenheim espagnol ?

Si la prolongation n’est que de courte durée, elle permet aux professionnels de l’énergie de mieux organiser la transition du nucléaire vers les renouvelables, sans compromettre la sécurité énergétique du pays. L’année dernière, la centrale représentait à elle seule 7% de la production du pays.

À l’échelle du pays, la sortie du nucléaire, qui représente encore 19% du mix du pays, fait de plus en plus débat. D’ailleurs, suite à une pétition citoyenne contre la fermeture de la centrale, la Commission des pétitions du Parlement européen a envoyé sur place une délégation de dix eurodéputés. Cette visite a abouti sur un rapport dans lequel Bogdan Rzońca, président de la commission des pétitions, a qualifié cette fermeture de « question idéologique ». Selon le rapport, cette décision est purement politique et idéologique, sans base technique la justifiant. D’ailleurs, rappelons que la centrale d’Almaraz fonctionne depuis 43 ans, et qu’elle a une « jumelle » dans l’État de Virginie : la centrale North Anna, autorisée à fonctionner pendant 80 ans.

Or, si le réseau électrique et les moyens de production de remplacement n’ont pas été suffisamment anticipés, il se pourrait que cette fermeture ait de lourdes conséquences sociales, énergétiques et économiques.

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C’est une annonce qui ouvre des perspectives prometteuses, pour l’économie circulaire du photovoltaïque. Des chercheurs sont parvenus à recycler 100% de l’argent présent dans des panneaux solaires, ce qui laisse présager un recyclage plus avantageux d’un point de vue économique et environnemental. 

Une équipe de chercheurs de l’Université de Newcastle vient d’obtenir des résultats très prometteurs pour le recyclage de l’argent contenu dans les panneaux solaires, en frôlant un taux de récupération de 100%. Pour atteindre de tels chiffres, les chercheurs ont mis de côté les techniques à base d’acide. Ici, l’idée est de démonter puis broyer les panneaux solaires pour isoler la matière des cellules photovoltaïques. Cette matière est ensuite mise en suspension dans l’eau, avant que de l’air ne soit injecté avec des réactifs spécifiques. Ces derniers « attirent » l’argent qui se fixe aux bulles d’air et remonte à la surface. On obtient alors une sorte de mousse à la surface de l’eau qui contient tout l’argent des panneaux.

Ce procédé avait déjà montré d’excellent résultats à petite échelle. Cette fois, les chercheurs ont testé leur solution avec 468 kg de panneaux solaires en fin de vie, qui ont permis d’obtenir 22 kg de cellules solaires. Le traitement de cette matière a ensuite nécessité 90 minutes, et a permis de récupérer 100% de l’argent présent, soit 1,25% de la masse totale des matériaux traités. Le produit final obtenu était 80 fois plus concentré en argent que les cellules PV. À l’issue de cet essai, les chercheurs ont expliqué que les résultats « démontrent que la séparation par flottaison est fiable, rapide et transposable à grande échelle ».

Rendre attractif le recyclage des panneaux photovoltaïques

Le recyclage des panneaux photovoltaïques répond à deux enjeux majeurs : éviter de surcharger les centres d’enfouissement des déchets, et optimiser des ressources minières déjà extraites, pour éviter les pénuries. Dans ce contexte, le recyclage de l’argent a une importance capitale. Du fait de sa valeur, il permettrait de rendre le processus de recyclage plus intéressant d’un point de vue financier. L’équipe de chercheurs explique d’ailleurs qu’en Australie, le recyclage des panneaux solaires reste aujourd’hui plus onéreux que leur dépôt en centre d’enfouissement.

D’ailleurs, l’argent est un métal extrêmement important pour l’industrie de la transition énergétique. Il joue un rôle essentiel dans le fonctionnement des panneaux solaires, en jouant le rôle de conducteur pour distribuer le courant généré par les semi-conducteurs. Or, les tensions d’approvisionnement se multiplient alors que l’industrie photovoltaïque mondiale est responsable de 30% de la consommation annuelle d’argent en 2024, ce qui tend à faire exploser son prix. Récupérer l’argent présent dans les panneaux solaires permettrait à des pays comme la France de gagner en souveraineté grâce à des filières de recyclage.

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Les années noires semblent définitivement terminées, pour l’éolien européen. Les principaux fabricants du Vieux Continent enregistrent des résultats financiers positifs, notamment grâce à une augmentation constante des commandes. Malgré les nombreux signaux positifs, la Chine reste hors d’atteinte et devrait continuer de dominer le marché éolien comme elle l’a fait pour le photovoltaïque. 

Après plusieurs années de disette, les principaux fabricants éoliens européens sortent enfin la tête de l’eau. Pour s’en convaincre, il suffit de jeter un œil aux résultats financiers de Vestas au premier semestre 2026. L’entreprise enregistre un second trimestre exceptionnel avec un chiffre d’affaires en hausse de 26% par rapport à l’année dernière, et surtout un bénéfice net de 285 millions d’euros contre 34 millions d’euros en 2025 sur la même période. La suite s’annonce tout aussi positive grâce à une hausse des commandes enregistrées de l’ordre de 61%. Cette situation plus que positive a valu une envolée de l’action Vestas en bourse de l’ordre de 20%.

De son côté, Siemens Gamesa est dans le vert pour la première fois depuis 4 ans. L’entreprise a réussi à remonter la pente de manière spectaculaire, après une année 2023 catastrophique. À l’époque, des comportements vibratoires inhabituels avaient été relevés sur un grand nombre d’éoliennes, conduisant à des suspicions de défauts sur 30% des 108 GW de turbines fabriquées. Au bord de la faillite, l’entreprise avait bénéficié d’une aide de 15 milliards d’euros de la part du gouvernement allemand pour tenir le cap. Pour finir, même Nordex a dépassé ses prévisions de chiffre d’affaires, et multiplie les prises de commande.

Demande forte et anticipation des aléas

Entre 2022 et 2024, le secteur de l’éolien avait été touché de plein fouet par la hausse du coût des matières premières, et d’importantes perturbations logistiques. Dans la continuité de ces difficultés techniques, les attaques frontales de Donald Trump depuis 2024 ont plongé le secteur dans un climat d’incertitudes sur les projets éoliens à l’échelle mondiale. Durant ces années de tourmente, les fabricants d’éoliennes ont vu leur marge se réduire drastiquement. Mais depuis, les industriels ont appris à s’adapter en ne privilégiant plus le volume à tout prix. Surtout, la demande électrique ne cesse d’augmenter et l’éolien reste un élément stratégique de la production décarbonée. En 2025, l’Europe a installé 19 GW, et mise sur 151 GW de capacité de production supplémentaire entre 2026 et 2030.

La Chine a pris le pouvoir

Si la meilleure santé financière des fabricants européens est une bonne nouvelle, la période 2022 – 2025 a permis aux entreprises chinoises de prendre une avance sans doute impossible à rattraper. Comme pour le photovoltaïque, la Chine domine désormais largement le marché mondial, portée par un marché domestique colossal.

En 2025, les cinq plus grandes entreprises mondiales en termes de volumes étaient chinoises, avec notamment Envision, Windey, Mingyang. À la première place, on retrouve Goldwing qui a fabriqué 29 GW d’éoliennes, soit 17% du marché mondial.

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C’est une première en France : 13 réacteurs sont arrêtés ou ralentis en simultané pour des raisons environnementales. Outre la sécheresse et les fortes chaleurs, plusieurs tonnes de méduses ont bloqué le système de refroidissement de la centrale de Gravelines.

Malgré un discours qui se veut rassurant, EDF vit un été plutôt mouvementé. Entre sécheresse et fortes chaleurs, le parc nucléaire est mis à rude épreuve. La situation est telle qu’un nouveau record vient d’être battu avec 20,4% de la puissance nucléaire totale en indisponibilité pour des raisons environnementales. Le pic d’indisponibilité a eu lieu mardi 12 août dans la matinée. On comptait alors 8 réacteurs totalement arrêtés, et 5 réacteurs fonctionnant à une puissance limitée. Autrement dit, le fonctionnement de 13 réacteurs a été impacté en simultané pour des raisons environnementales. Le précédent record avait été établi un peu plus tôt dans l’année, pendant la nuit du 14 au 15 juillet.

Cette situation est en grande partie dûe aux fortes chaleurs, et aux contraintes environnementales qui encadrent l’utilisation et les rejets d’eau dans les rivières françaises. La baisse des débits des cours d’eau et la hausse de leur température peut entraîner la réduction du fonctionnement de certains réacteurs nucléaires pour préserver l’environnement local et la biodiversité.

Les méduses se mêlent à la partie

À ce tableau peu engageant vient de s’ajouter un afflux massif de méduses dans les stations de pompage d’eau de mer de la centrale de Gravelines, dans le Nord. Lundi, la situation était telle qu’EDF a dû arrêter 3 des 6 réacteurs de la centrale, tout en réduisant de 50% la puissance d’un quatrième réacteur.

À quelques jours près, la plus grande centrale d’Europe occidentale avait été confrontée à la même situation l’année dernière. À l’époque, quatre réacteurs avaient été automatiquement arrêtés. La centrale avait retrouvé un fonctionnement normal au bout d’une dizaine de jours.

Si le phénomène n’est pas nouveau, la hausse de température des océans favorise la prolifération des méduses, ce qui laisse penser que ce type d’évènement pourrait se reproduire plus souvent dans les années à venir.

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L’enquête publique concernant le futur raccordement du parc éolien Bretagne Sud vient d’ouvrir. L’occasion pour l’opposition d’afficher clairement ses ambitions : faire annuler le projet pour préserver paysage, environnement et économie locale. 

Si les nouvelles sont rares, concernant le parc éolien Bretagne Sud de 250 MW, son raccordement, lui, avance. Porté par RTE, le projet fait actuellement l’objet d’une enquête publique qui court jusqu’au 28 septembre. Elle doit permettre à la population locale d’en apprendre plus sur les détails du projet, et de donner son avis sur le sujet.

Nécessitant un investissement de 1,6 milliard d’euros, le raccordement sera utilisé à la fois pour le projet de 250 MW issu de l’AO5, mais également pour le parc voisin de 500 MW, actuellement en cours d’attribution via l’AO10. Le poste électrique en mer, d’une hauteur de 60 mètres, sera situé à 29 km de l’île de Groix, et à 23 km de Belle-Île. L’acheminement de l’électricité se fera ensuite via 36 km de câble sous-marins pour rejoindre Erdeven, avant d’atteindre la sous-station de Pluvigner, entre Vannes et Lorient.

Un parc éolien mal accueilli par les bretons

Bien que les contours des deux parcs soient encore flous, l’opposition continue de s’organiser et une demi-douzaine d’associations ont pris le sujet à bras le corps pour tenter de faire annuler les deux parcs.

À l’occasion de l’ouverture de l’enquête publique, elles ont publié un appel commun à participer à cette enquête avec un mot d’ordre clair : dire non au raccordement pour faire annuler les deux projets qui en dépendent. Les associations en questions militent contre la destruction de paysages emblématiques, l’empiètement du raccordement sur le patrimoine mégalithique, l’industrialisation de la mer et les menaces que le parc représente pour la pêche et l’économie touristique.

D’ailleurs, il n’y a pas si longtemps, le parc de Saint-Brieuc avait également fait face à une vive opposition qui avait perturbé le déroulement du chantier. Il aura fallu une décision du Conseil d’État pour freiner cette opposition, même si les inquiétudes des pêcheurs subsistent.

La mise en service du parc de 250 MW est prévue pour 2032, tandis que le parc de 500 MW devrait produire ses premiers électrons en 2033 ou 2034.

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