EDF est prié de revoir sa copie, concernant le destin de la centrale de Cordemais. Quelques mois après l’annonce de la fin d’un projet de conversion à la biomasse, le Sénat demande que l’activité de production ou de stockage d’électricité soit maintenu après la fermeture de la centrale. 

Que va devenir la centrale électrique de Cordemais ? Une chose est sûre : à partir de 2027, elle ne produira plus d’électricité à partir de charbon. Mais au-delà, rien n’est encore décidé. Il y a bien eu le projet Ecocombust 2, qui devait permettre la reconversion de l’une des deux dernières centrales à charbon du pays à la biomasse. Mais en fin d’année 2024, EDF a finalement décidé d’abandonner le projet, par crainte d’un manque de rentabilité.

L’électricien français a bien une idée en tête, et souhaite transformer le site en usine de production de tuyaux pour les EPR2. Le site pourrait entrer en service à partir de 2029, et serait géré par Framatome. Mais il y a un hic : cette usine de production ne permettrait d’assurer qu’une centaine d’emplois dans un premier temps, et 200 emplois à terme. On est donc loin des 328 salariés d’EDF qui travaillent actuellement sur le site.

Fabrication de tuyaux ou production d’électricité ?

Dans cette situation, les sénateurs de Loire-Atlantique viennent de faire voter un projet d’amendement auprès de la commission des affaires économiques du Sénat. Cet amendement, qui vient d’être adopté, contraint EDF à proposer un plan de conversion de la centrale, soit pour assurer une production d’électricité à partir d’énergies renouvelables, soit pour stocker de l’électricité. Selon la sénatrice Karine Daniel, le site a une grande importance dans le mix énergétique français, et doit conserver son rôle dans l’équilibre du réseau électrique. Pilotable, la centrale a, en effet, l’avantage de permettre à EDF d’ajuster efficacement sa production d’électricité en fonction de la demande.

Il semble donc qu’EDF soit contraint de revoir – ou compléter – ses plans pour remettre la production d’électricité au cœur du projet Cordemais. Compte tenu de ses infrastructures électriques, le site pourrait être converti en batterie stationnaire, ou pourrait même accueillir un SMR, comme évoqué fin 2023 par Christelle Morançais, présidente de la région Pays de Loire.

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Les Américains ont longtemps produit les matériaux nécessaires à développer leur arsenal nucléaire sur le site de Hanford. Alors qu’ils continuent à travailler à sa décontamination, un projet de construction de la plus grande ferme solaire du pays vient d’y être lancé.

Le complexe nucléaire de Hanford. Près de 1 500 km² dans l’État de Washington. Il est réputé être le site qui présente la contamination radioactive la plus importante des États-Unis. C’est là qu’a été produit le plutonium qui a servi à fabriquer la bombe qui a tué plus de 50 000 personnes à Nagasaki, en août 1945. Au reste de l’arsenal nucléaire du pays, aussi. Au total, près de 70 tonnes de plutonium sont sorties de là jusque dans les années 1980. Sans qu’il soit toujours pris soin de la manière de le faire. Et de gérer les déchets générés. D’abord, peut-être par ignorance. Puis, sans doute plus par négligence.

Un site contaminé par les déchets nucléaires

Longtemps, le sceau du secret militaire a empêché une décontamination correcte de la zone. Les premiers déchets nucléaires produits sur le complexe de Hanford ont en effet été enterrés dans le désert sans qu’il soit noté où. En 1990, une inspection a révélé plus de 200 km² d’eaux souterraines contaminées. Le résultat, notamment, de fuites radioactives observées sur beaucoup de 177 réservoirs de stockage présents sur le site. Des réservoirs qui contenaient initialement des centaines de millions de litres de boues radioactives !

Des opérations de décontamination ont fini par être mises en œuvre. Mais, même si le niveau a baissé, les autorités estiment toujours que 150 km² d’eaux souterraines restent contaminés. Un accord vient d’être signé pour accélérer les travaux sur les 15 années à venir. Il est toutefois d’ores et déjà en péril. En cause, des licenciements ordonnés par Donald Trump dans le cadre de sa politique de réduction des effectifs fédéraux. Quoi qu’il en soit, l’administration estime que la décontamination du site coûtera entre 300 et 650 milliards de dollars et ne sera pas achevée avant 2070.

Après les déchets nucléaires, une immense centrale solaire

Et c’est dans ce contexte et sur la partie du site désormais considérée comme « suffisamment sûre » que la société Hecate Energy vient de prendre l’initiative de construire ce qui devrait devenir ni plus ni moins que la plus grande ferme solaire des États-Unis. Le projet : installer, sur environ 40 km² — le tout à seulement 32 km de celui qui a été le premier réacteur nucléaire à grande échelle du monde —, quelque 3,45 millions de panneaux photovoltaïques pour une puissance totale de 2 gigawatts (GW) — c’est bien plus que la plus grande ferme solaire actuelle de 802 mégawatts (MW) située dans le Nevada — ainsi que 2 GW de batteries. De quoi alimenter, dès 2030, tous les foyers de Seattle, San Francisco et Denver.

Le projet était soutenu par l’administration Biden. Mais il pourrait bien être interrompu par la politique peu favorable aux énergies renouvelables de Donald Trump. Hecate Energy, de son côté, se veut rassurant, qualifiant l’initiative de solide et rappelant que, quelle que soit l’orientation politique du pays, la région a besoin de plus d’électricité. Au total, le projet doit coûter 4 milliards de dollars.

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Avec le déploiement rapide du photovoltaïque, le réseau de distribution électrique doit accueillir toute cette production décentralisée tout en maintenant la stabilité du réseau. Pour que le développement du réseau coûte moins cher tout en rémunérant le consommateur, une nouvelle offre pourrait voir le jour.

Une étude menée par deux chercheurs de Mines Paris – PSL, soutenue par l’État dans le cadre du Programme d’investissements d’avenir (PIA), désormais intégré à France 2030, et opéré par l’ADEME, s’est intéressée à la flexibilité de la production solaire. Elle a étudié les Offres de raccordement alternatives avec modulation de puissance (ORA-MP). Ces dispositifs permettent aux distributeurs d’électricité de mieux gérer les flux de production tout en limitant les gigantesques investissements dans le renforcement des infrastructures.

Vers une plus grande flexibilité

Traditionnellement, raccorder un producteur photovoltaïque impose d’évaluer si le réseau peut absorber sa puissance maximale à tout moment. Or, cette approche conduit parfois à des investissements disproportionnés pour des pics de production ponctuels. L’ORA-MP propose une alternative : en échange d’un raccordement facilité, les producteurs acceptent une modulation temporaire de leur puissance injectée lorsque le réseau est saturé. Cette approche offre plusieurs avantages aux distributeurs d’électricité. D’une part, elle réduit les besoins en travaux de renforcement, dont le coût oscille entre 60 et 200 euros par mètre (€/m) de câble en milieu rural et atteint parfois 1 000 €/m en zone urbaine (câble souterrain).

D’autre part, elle améliore l’équilibre du réseau en évitant les surtensions locales et les congestions sur les lignes moyenne et basse tension. Et ce, pour mieux intégrer les énergies renouvelables sans dégrader la qualité de fourniture d’électricité.

Un impact mesuré pour les producteurs et les consommateurs

Côté producteurs, l’ORA-MP implique évidemment certaines concessions : 70 % de la puissance maximale est garantie en permanence, mais l’injection peut être temporairement réduite en cas de contrainte réseau. L’énergie non injectée est cependant plafonnée à 5 % de la production annuelle pour éviter un manque à gagner trop important. Pour les consommateurs, l’effet est moins direct. Une gestion plus souple du réseau permet d’accueillir plus d’énergies renouvelables à moindre coût, limite la répercussion des investissements sur les tarifs d’électricité, notamment son transport (taxe TURPE). Aussi, en évitant des congestions, l’ORA-MP contribue à maintenir une tension stable, essentielle pour les appareils électroniques des industriels et des foyers.

Alors que la France ambitionne d’atteindre 100 GW de solaire d’ici 2050, ces offres deviennent intéressantes pour accélérer la transition énergétique. Voilà une offre qui pourrait être ciblée, en tenant compte des contraintes locales du réseau et pouvant possiblement remplacer les tarifs de rachat d’électricité S21 qui, eux, n’en tiennent pas compte.

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Fabriquer une éolienne n’est pas neutre en carbone. Alors les ingénieurs cherchent des solutions pour faire baisser cette empreinte. Une idée : concevoir des tours d’éoliennes en bois. Une start-up suédoise avance à grands pas sur cette voie.

Il y a un an de cela, la start-up suédoise Modvion livrait à Varberg Energi, un fournisseur d’électricité suédois lui aussi, sa toute première tour d’éolienne. Elle était destinée à soutenir une turbine Vestas V 90- 2,0 MW, somme toute assez modeste, de 2 mégawatts (MW) de puissance. De loin, pas la plus puissante. Mais si on en parle, c’est parce que la tour en question était faite… de bois. Et que Varberg Energi rapporte aujourd’hui n’avoir « rencontré aucun problème opérationnel pendant la première année d’exploitation » de cette éolienne d’un genre nouveau.

Forte de ce succès, Modvion présente aujourd’hui une nouvelle tour d’éolienne en bois. Elle est cette fois conçue pour des éoliennes toujours terrestres, mais un peu plus grandes. D’une puissance comprise entre 4,2 et 6,4 MW. Et, après des tests rigoureux menés par un organisme de certification indépendant réputé, TÜV SÜD, elle vient de recevoir son homologation. De quoi, pour l’entreprise suédoise, commencer à envisager une production en série pour le marché européen.

Une tour d’éolienne en bois modulaire

Mais de quoi s’agit-il exactement ? Modvion a breveté une solution qui permet de « réduire considérablement les émissions de CO₂ du secteur éolien en remplaçant l’acier et le béton pas du bois, tout en permettant des installations hautement performantes et en éliminant les goulots d’étranglement des transports ». La tour d’éolienne présentée est en effet modulaire. Les modules en bois de placage stratifié (LVL) sont produits en usine. De tailles raisonnables, ils peuvent facilement s’empiler sur des camions pour être acheminés vers les parcs éoliens. Sur place, une grue est mobilisée pour assembler les modules. Le bois présentant une résistance spécifique plus élevée que l’acier, la construction est plus légère et ne nécessite aucun renforcement supplémentaire. Disparus aussi, les milliers de boulons qui doivent subir des inspections régulières sur les tours en acier. Ici, les modules sont assemblés à la colle.

Le modèle qui vient d’être homologué a été conçu pour supporter une turbine terrestre d’une puissance de l’ordre de 6 MW. Plus exactement, la turbine V162- 6,4 MW développée par le fabricant danois Vestas qui soutient depuis le début les efforts de Modvion. Cette tour en bois, une fois assemblée d’ici 2027, mesurera entre 160 et 180 mètres de hauteur. Et la garantie sur sa durabilité sera de l’ordre de 35 ans. Mais déjà, Modvion travaille à l’adaptation de sa solution pour la production en série de tours supportant des hauteurs de moyeux allant jusqu’à 219 mètres.

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Ça avance pour la filière de l’hydrolien. Pendant que Hydroquest prépare la fabrication de ses turbines, le gouvernement semble enfin décidé à inclure la filière dans le futur mix électrique de la France avec un premier appel d’offre prévu avant la fin de la décennie.

Quelques mois après avoir décroché une belle subvention de la part de l’Europe, à partager avec Normandie Hydroliennes, Hydroquest continue de préparer son projet d’hydroliennes à axe vertical. L’entreprise a décidé de miser sur le tissu industriel français dans l’espoir de créer une forte chaîne de valeur industrielle. Ainsi, la fabrication des turbines ne devrait plus tarder, dans les ateliers de constructions mécaniques de Normandie.

Les pales, elles, devraient être fabriquées un peu plus au sud, dans les locaux de Loiretech. Cette entreprise, fondée en 1988, est spécialisée dans la production de pièces composites ou métalliques de grandes dimensions. La construction de ces 72 pales devrait mobiliser une vingtaine d’emplois.

La filière de l’hydrolien est-elle enfin sur la bonne voie ?

Les signaux positifs se multiplient pour la filière hydrolienne française. En plus des 51 millions d’euros promis par la commission européenne en fin d’année dernière, la France a enfin décidé d’inclure les hydroliennes dans la troisième programmation pluriannuelle de l’énergie.

La PPE3, qui devrait être adoptée au mois d’avril, devrait donc inclure la mise en place d’un appel d’offre pour une ferme hydrolienne de 250 MW au niveau du Raz Blanchard, les résultats devraient être attendus avant 2030.

Du côté des acteurs de la filière, on attendait au moins 750 MW d’appels d’offres pour permettre un réel décollage de la filière. Néanmoins, il semblerait que le gouvernement préfère attendre les retours du premier appel d’offre pour envisager d’en lancer de nouveaux grâce aux retours d’expérience. Si l’avancement de ces fermes pilotes est une bonne nouvelle, il reste désormais aux entreprises concernées à trouver des solutions pour faire baisser le prix de la production. À l’heure actuelle, le tarif de revente de l’électricité visé est de 250 €/MWh à 310 €/MWh. L’objectif des principaux concernés est d’atteindre le prix de l’éolien offshore posé, inférieur à 100 €/MWh.

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Le 17 mars 2025, le président de la République a réuni à l’Élysée le quatrième Conseil de politique nucléaire (CPN). Cette instance, qui fixe les grandes orientations de la politique nucléaire française, a permis d’arrêter plusieurs décisions stratégiques sur le programme EPR2, le financement du nouveau nucléaire, l’approvisionnement en uranium et la fermeture du cycle du combustible.

Un conciliabule resserré pour acter des changements sur le programme EPR2. Initialement prévue pour 2035 au mieux, la mise en service du premier des six nouveaux réacteurs devrait finalement intervenir en 2038. Pour rappel, ils seront implantés à Penly, Gravelines et au Bugey. EDF est désormais sommé par l’Élysée de présenter d’ici la fin de l’année un chiffrage engageant sur les coûts et le calendrier du projet. Mais l’énergéticien français s’y refuse, arguant la difficulté de chiffrer précisément ce type de chantier alors que l’Élysée ne veut pas revivre les dépassements de Flamanville.

Pour assurer la construction des EPR2, l’Élysée a confirmé le recours à un modèle de financement hybride : l’État garantira un prêt bonifié couvrant au moins la moitié des coûts de construction, suivant un modèle déjà validé par l’Union européenne pour la centrale tchèque de Dukovany. Un contrat pour différence a été adopté pour fixer un prix maximal de 100 euros par mégawattheure (euro 2024). Ce dispositif devrait permettre d’aboutir à une décision finale d’investissement en 2026.

Un projet Astrid 2.0 pour relancer la filière des surgénérateurs ?

Face aux enjeux de sécurisation des approvisionnements, le CPN a validé une stratégie de développement des activités minières d’Orano. Dans la même logique, le Conseil a confirmé la poursuite des investissements dans l’aval du cycle à la Hague avec une nouvelle piscine d’entreposage des combustibles usés qui devrait être mise en service d’ici 2040. Le gouvernement a aussi souhaité relancer les recherches sur la fermeture du cycle du combustible pour, à long terme, se passer des importations d’uranium naturel. EDF, Framatome, Orano et le CEA devront remettre un programme de travail et une proposition d’organisation industrielle d’ici la fin de l’année 2025.

Le Conseil a acté le lancement de travaux préparatoires sur les réacteurs à neutrons rapides. Ils permettent de fermer le cycle du combustible. L’idée de relancer un projet comparable à Astrid, abandonné en 2019, refait ainsi surface. Le Secrétariat général pour l’investissement (SGPI) est, quant à lui, chargé de piloter la poursuite de l’accompagnement des petits réacteurs modulaires, en vue de la mise en service d’un démonstrateur dès le début des années 2030.

Les détracteurs du CPN accusent son fonctionnement – Médiapart parle d’une « anomalie démocratique -, sa cible 100 % nucléaire (excluant les renouvelables) et la subvention publique déguisée, sous forme de prêt à taux zéro, de 57 à 125 milliards d’euros selon l’association Énergies renouvelables pour tous.

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Le début du chantier des EPR2 de Penly ne commence pas dans les meilleures conditions. Alors qu’un retard a déjà été annoncé par le gouvernement, la qualité du béton utilisé fait déjà polémique. Qu’en est-il réellement ?

Voilà une presse dont se seraient bien passées les équipes d’EDF. Les travaux préparatoires de la première paire française d’EPR2, à Penly, vont déjà bon train pour permettre une mise en service des nouveaux réacteurs d’ici 2038. Mais voilà que les premières interrogations pointent le bout de leur nez. Selon les médias Reporterre et Médiapart, il semblerait qu’il y ait des doutes sur la qualité du béton utilisé pour les travaux liés à la digue de protection des réacteurs. La fourniture des granulats pour ce béton a été confiée à Grave de Mer, une entreprise située à une quinzaine de kilomètres de la centrale, qui a déjà fourni les matériaux des premières tranches de la centrale.

Ce problème de qualité serait lié au fait que le sable fourni pour la fabrication du béton soit d’origine marine. Dans certaines conditions, en particulier au contact de l’humidité, sa composition peut entraîner une réaction alcani-granulat (RAG) dans le béton. Cette maladie du béton peut avoir des conséquences graves, et a touché de nombreuses structures emblématiques, comme la cité radieuse de Marseille, ou encore l’ancien pont de Térénez, dans le Finistère.

Pour éviter ce désordre, une seule solution, selon la réglementation française : respecter un pourcentage total de 70 % de silex dans les granulats du béton. Or, il semblerait que ce ratio soit, au mieux approximatif, au pire, pas respecté pour les premiers mètres cube de béton du chantier.

Le premier béton de l’îlot nucléaire espéré dans 2 ans

Pour cette raison, après une visite de site le 27 février dernier, l’ASNR a demandé à EDF d’apporter des justifications sur la qualité du béton utilisé avant mai 2025. Pour l’heure, le béton en question n’a quasiment pas été utilisé. Après une première phase de mise au point, la production des blocs cubiques rainurés vient de commencer le 4 mars dernier. Ces blocs de béton, qui seront au nombre de 15 000, constitueront la digue chargée de protéger la centrale des assauts de la mer.

La production de béton ne devrait pas fléchir pendant les 5 à 7 prochaines années. Le contrat d’Eiffage Génie Civil, d’un montant estimé à 4 milliards d’euros, comprend la fourniture de plus d’un million de mètres cubes de béton. Le béton du premier réacteur ne devrait pas avoir lieu avant 2 ans, si tout se passe comme prévu.

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Cette fois, c’est la bonne ? Dans les cartons depuis bientôt 15 ans, le projet de la potentielle plus grande centrale nucléaire au monde pourrait enfin s’accélérer, suite aux déclarations du gouvernement indien sur la question du nucléaire. 

La filiale indienne d’EDF vient de dévoiler de nouvelles vues 3D de l’hypothétique centrale nucléaire de Jaitapur, seulement 3 semaines après la visite du premier ministre indien à Paris et Marseille. Celui-ci avait d’ailleurs profité de son déplacement en France pour visiter le chantier d’ITER. Il ne faut pourtant pas crier victoire trop vite, tant ce projet aura été riche des rebondissements. Annoncé il y a maintenant 15 ans par Areva et le gouvernement indien, ce projet devait porter sur la construction de 6 EPR de 1600 mégawatts électriques (MWe) pour en faire la centrale la plus puissante du monde.

Mais la catastrophe de Fukushima aura mis un premier coup d’arrêt au projet avec une interrogation sur les niveaux de sécurité. Au milieu des années 2010, les oppositions locales et les difficultés de la filière nucléaire française auront à leur tour participé au retard du projet. Si un nouvel accord avait été signé en 2018, c’est ensuite le nouveau gouvernement local qui avait remis en question la pertinence de la centrale.

Coopération renforcée entre l’Inde et la France

En ce début d’année 2025, le projet semble néanmoins connaître un nouvel élan. Le gouvernement indien vient de présenter son objectif en matière de nucléaire : 100 GW d’ici 2047. Ce n’est pas tout. La visite du premier ministre indien a permis de poser les bases d’une coopération nouvelle en matière de nucléaire entre la France et l’Inde. Outre la construction de cette centrale, les deux pays ont également signé une lettre d’intention sur le petit réacteur modulaire (SMR) et sur le réacteur modulaire avancé (AMR). Cette lettre d’intention inclut également la coopération des deux pays en matière de formation et d’éducation des professionnels du nucléaire.

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Si tout se passe comme prévu, l’Espagne devrait avoir fermé toutes ses centrales nucléaires d’ici 2035. Mais pour certains, cet objectif, fixé avant l’explosion de l’intelligence artificielle et l’électrification des transports, présente un risque pour la pérennité du réseau électrique espagnol. 

En Espagne, la sortie programmée du nucléaire suscite de plus en plus d’inquiétude. La progression des énergies renouvelables est pourtant remarquable, de l’autre côté des Pyrénées. En 2023, elles comptaient pour 52,3 % du mix électrique, en grande partie grâce à l’éolien avec 22,5 %, et le photovoltaïque avec 16,9 %. Pour atteindre de tels niveaux de production, l’Espagne peut compter sur une géographie avantageuse avec un excellent ensoleillement combiné à des vents forts et réguliers.

La progression est telle que le gouvernement actuel a revu ses objectifs à la hausse dans une nouvelle feuille de route publiée en septembre. Le gouvernement vise ainsi 81 % d’énergies renouvelables dans le mix électrique d’ici à 2030, soit 7 % de plus que le précédent objectif fixé en 2021. En parallèle, le pays veut accélérer sur l’hydrogène vert. Au lieu des 4 GW d’électrolyseurs initialement prévus, ce sont désormais 12 GW qui devraient être installés d’ici la fin de la décennie.

Une question de timing

Malgré ces avancées, de nombreux acteurs du pays s’inquiètent d’une fermeture prématurée des centrales nucléaires, prévue pour 2035, qui pourrait avoir un fort impact social et économique dans le pays. Le nucléaire représente encore 20 % du mix électrique du pays grâce à 7 réacteurs répartis dans 5 centrales.

Une trentaine d’entreprises, avec le géant Iberdrola en tête de file, ont publié un manifeste pour la prolongation de la vie des centrales du pays. Dans ce texte, les entreprises en question s’inquiètent des dommages que pourraient causer un démantèlement prématuré des centrales nucléaires. En parallèle, plusieurs partis de droite plaident également au maintien des centrales, au moins jusqu’à ce que la production d’énergies renouvelables et les infrastructures de transport d’électricité soient en capacité de prendre le relais.

Malgré le fort développement des moyens de production d’énergie renouvelable, l’inquiétude guète également concernant la possible évolution à la hausse des besoins en électricité du pays, du fait de l’électrification des transports, et de l’explosion de l’intelligence artificielle. Pour le moment, il est prévu que la centrale d’Almaraz, plus grande centrale du pays avec ses deux réacteurs Westinghouse de 1 000 MW, soit la prochaine à être arrêtée, probablement en 2027 ou 2028.

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Les besoins énergétiques de la Chine sont énormes, et lorsqu’elle annonce des chiffres, ils sont souvent ébouriffants. Ainsi, cette annonce de la découverte d’énormes gisements de thorium, qui pourraient alimenter la Chine pendant plusieurs dizaines de milliers d’années. Les chiffres paraissent conséquents, que faut-il en penser ?

La Chine avait impressionné en octobre 2023 quand elle avait démarré son réacteur à sels fondus au thorium, répondant au doux nom de TMSR-LF1 (« Thorium Molten Salt Reactor – Liquid Fuel 1 »). Un peu plus tard, le 17 juin 2024, le réacteur atteint sa pleine puissance, soit 2 mégawatts thermiques (MWth). C’est la première fois qu’un réacteur de ce type démarre, depuis les réacteurs MSRE à Oak Ridge aux États-Unis, qui ont fonctionné au cours des années 1960.

Et ces développements ne vont pas s’arrêter là : un démonstrateur de 10 MWth est en construction depuis début 2025, des SMR commerciaux de 100 mégawatts électriques (MWe) sont prévus pour 2030, et un cargo géant équipé de tels réacteurs, baptisé KUN-24P, est en cours de conception. Cette cascade de projets prouve sans le moindre doute que la Chine est aujourd’hui en pointe dans cette technologie.

La Chine va trouver le thorium sur son sol

Mais qu’en est-il au sujet du thorium destiné à être utilisé dans ce type de réacteurs ? L’avenir semble d’une grande abondance, si l’on en croit les annonces récentes. C’est le journal chinois South China Morning Post qui, en effet, titre le 28 février 2025 : « Une étude chinoise trouve une énergie inépuisable juste sous nos pieds ».

Le journal évoque la déclassification d’un rapport émis en 2020, à l’issue d’un grand inventaire des réserves en thorium de la Chine. Cette étude démontrerait la présence de ressources en thorium bien plus importantes que prévu, parmi 233 sites d’intérêt allant du Xinjiang à l’ouest au Guangdong sur la côte est. Un de ses aspects particulièrement intéressant est d’avoir évalué la ressource qui se trouve dans des déchets miniers.

Des ressources gigantesques à partir de seuls déchets

Deux exemples sont fournis par le journal : la production de déchets pendant cinq ans d’une unique mine de fer en Mongolie-Intérieure contiendrait assez de thorium pour alimenter l’ensemble des foyers étasuniens pendant plus de 1 000 ans. Bayan Obo, une autre complexe minier actuellement utilisée pour la production de terres rares, pourrait également permettre de produire jusqu’à un million de tonnes de thorium ; de quoi alimenter la Chine entière pendant plus de 60 000 ans, rien de moins, d’après les chercheurs.

L’étude a été réalisée sous la direction de Fan Honghai, un chercheur d’un laboratoire spécialisé situé à Beijing (le National Key Laboratory of Uranium Resource Exploration-Mining and Nuclear Remote Sensing). Elle a conduit à une publication début 2025 dans la revue chinoise Geological Review.

Notons toutefois que la communication sur les réserves stratégiques est un enjeu important pour l’État chinois. Ainsi, il est possible que les ressources évoquées ne soient pas aussi facilement exploitables, et ce, à un prix décent, que ce que ces annonces pourraient laisser penser. Restons donc prudents. Sans nier toutefois la grande avance prise par la Chine dans la filière thorium.

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La troisième Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE 3), soumise à consultation publique jusqu’au 5 avril 2025, définit les orientations énergétiques françaises pour la période 2025-2035. Ses objectifs ont été revus à la baisse par rapport à la précédente copie.

La Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) s’inscrit dans la continuité de la Stratégie française pour l’énergie et le climat (SFEC) et accompagne la Stratégie nationale bas-carbone (SNBC) et le Plan national d’adaptation au changement climatique (PNACC 3). Elle fixe les objectifs de déploiement d’énergie à horizon 2035. Le gouvernement prévoit d’adopter la PPE 3 par décret, sans actualisation législative des objectifs énergétiques nationaux, ce qui interroge sur sa solidité juridique. Le Haut Conseil pour le Climat a notamment recommandé de rétablir la cohérence entre la PPE et le cadre législatif national.

Photovoltaïque, un recul des ambitions

Le projet initial de novembre 2024 fixait un objectif de 54 à 60 GW de puissance solaire installée en 2030. Le 7 mars, la PPE 3 mise en consultation fixe finalement 54 GW et jusqu’à 90 GW à 2035. En revanche, la prévision de production d’électricité d’origine photovoltaïque (PV) en térawattheures (TWh) reste quasiment stable malgré la baisse des objectifs d’installation. Il est donc prévu une augmentation du facteur de charge.

L’objectif solaire est désormais réparti par type d’installation : 41 % pour les petites et moyennes toitures, 5 % pour les petites installations au sol, et 54 % pour les grandes installations, dont 38 % au sol et 16 % en toiture. L’un des axes forts de la PPE 3 est le développement d’une filière industrielle du solaire en France. L’objectif est de produire jusqu’à 10 GW de composants photovoltaïques d’ici 2035, incluant le silicium, les lingots et wafers, ainsi que les cellules et modules. L’agrivoltaïsme ne fait l’objet d’aucun objectif chiffré spécifique, bien qu’il soit mentionné dans les soutiens PV sol et PV bâtiment via des appels d’offres.

L’éolien en mer progresse

L’objectif pour l’éolien terrestre est maintenu entre 40 et 45 GW d’ici 2035. L’éolien en mer, en revanche, affiche des ambitions revues à la hausse avec un objectif de 18 GW installés en 2035. Le gouvernement prévoit des appels d’offres réguliers pour atteindre ce but. Les objectifs de production d’hydrogène baissent à 4,5 GW à 2030 et 8 GW à 2035.

Un flou persistant sur le soutien public et la décarbonation du mix

La PPE 3 reste vague sur l’avenir des dispositifs de soutien aux énergies renouvelables. Aucune garantie n’est apportée sur les tarifs d’achat et les mécanismes d’aide. Le Conseil supérieur de l’énergie a récemment plaidé pour un maintien des dispositifs actuels, notamment pour les petites installations photovoltaïques, alors que le gouvernement souhaite le revoir à la baisse.

Le gouvernement ne s’engage plus à ne pas construire de nouvelles centrales électriques à partir de fossiles, même si l’objectif d’arrêter la production d’électricité à partir du charbon est toujours maintenu pour 2027. La centrale de Saint-Avold a, par exemple, été récemment reconvertie au gaz et au biogaz. Quant aux objectifs annuels d’économie d’énergie, ils sont aussi revus à la baisse, via les certificats CEE, pour s’établir entre 825 TWh/an et 1750 TWh/an.

Une feuille de route très floue

La PPE 3 applique la stratégie des mobilités propres (SDMP) et les objectifs de la SNBC. Elle confirme le plan pour les mobilités actives (+60 % d’infrastructures cyclables) et détaille le fret fluvial. Le texte intègre les avancées sur l’électrification, le ferroviaire et la loi de finances 2025, adaptant malus CO2 et aides aux véhicules propres. Une mesure sur les batteries françaises est ajoutée.

Le Haut conseil pour le climat (HCC) a critiqué la PPE pour ses incohérences avec les objectifs européens et son manque de financements. Il pointe un écart de 150 TWh avec Fit for 55, l’absence de stratégie sur la biomasse et le flou sur la mobilité propre. Le HCC regrette aussi que la PPE 3 n’intègre pas l’aviation et le maritime ni l’impact du climat sur le système énergétique.

La PPE 3 doit encore être soumise à consultation jusqu’au 5 avril puis faire l’objet d’un décret et entrera en vigueur, alors que les précédents objectifs n’ont pas été atteints. Les objectifs de la précédente PPE étaient, en 2023, une puissance solaire atteinte de 19,3 GW contre 20,6 GW visés, et d’éolien terrestre de 21,9 GW au lieu de 24,1 GW notamment.

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Avec l’essor des centrales solaires résidentielles, des normes de sécurité autrefois réservées aux grandes installations de production sont progressivement étendues aux particuliers pour renforcer la prévention des accidents. Votre installation est-elle désormais menacée ? Découvrez dans cet article tout ce qu’il faut savoir sur les nouveaux contrôles du CONSUEL.

Le CONSUEL, qu’est-ce que c’est ?

Le CONSUEL ne vous évoque peut-être rien ? Alors, place aux présentations ! Le Comité national pour la sécurité des usagers de l’électricité est l’organisme français chargé de vérifier que les installations électriques respectent les normes en vigueur avant leur raccordement au réseau. Depuis 1972, il délivre des attestations de conformité obligatoires pour toute nouvelle installation ou rénovation électrique importante nécessitant une mise hors tension. Chaque année, ses 200 inspecteurs effectuent près de 180 000 contrôles en France métropolitaine et outre-mer, contribuant à garantir la sécurité et la fiabilité des équipements électriques.

Pourquoi ce travail est-il crucial ? Les chiffres parlent d’eux-mêmes : entre 20 et 35 % des incendies domestiques ont une origine électrique, et environ 3 000 personnes sont victimes d’électrisation chaque année, selon l’ONSE. Ces données mettent en évidence un risque électrique toujours préoccupant en France, que le CONSUEL s’attache à réduire par ses interventions sur le terrain.

Logo du CONSUEL [consuel.com]

Êtes-vous concerné ?

Quel est le lien avec les installations photovoltaïques ? Depuis un décret de 2010, l’obligation de contrôle s’applique également aux installations de production d’électricité domestique, ce qui inclut les centrales photovoltaïques.

Votre installation est concernée si elle répond à l’un des trois critères suivants :

• Une puissance supérieure à 3 kilowatt-crête (kWc),
• Une option de revente du surplus de production (quelle que soit la puissance),
• L’utilisation d’un système de stockage par batteries (quelle que soit la puissance).

CONSUEL pour le photovoltaïque : mode d’emploi complet

Vous vous êtes reconnu dans la description précédente ? Pas d’inquiétude, nous allons tout vous expliquer en détail. Tout d’abord, il est essentiel de savoir que la responsabilité incombe à la personne qui réalise les travaux. Cela signifie que si vous faites appel à une entreprise ou un artisan, c’est à eux de gérer l’ensemble des démarches administratives, y compris le remplissage du formulaire d’attestation de conformité. En revanche, si vous réalisez vous-même le raccordement, alors il vous reviendra de prendre en charge les démarches suivantes :

➡️ Créer un compte en ligne : commencez par vous enregistrer et remplir votre profil sur le site du CONSUEL.

➡️ Télécharger et remplir le formulaire CERFA adapté : il existe plusieurs « couleurs » de formulaires selon le type d’installation : BLEU, pour une installation photovoltaïque sans stockage et VIOLET, pour une installation intégrant un système de batteries. À SAVOIR : Les formulaires CERFA peuvent être cumulables. Par exemple, si vous rénovez votre maison et en profitez pour installer des panneaux solaires, vous devrez remplir à la fois le formulaire BLEU pour les panneaux solaires et le formulaire JAUNE pour les systèmes électriques domestiques.

👉 Soumission et paiement du formulaire : transmettez le formulaire dûment rempli au CONSUEL pour examen. Vous trouverez ci-dessous un tableau récapitulant les tarifs en vigueur au 01/01/2025.

Tarifications des différents types d’attestations existants [www.sunethic.fr]

👉 Traitement de la demande : le traitement de votre dossier nécessite en moyenne une vingtaine de jours. Pour éviter tout retard, pensez à soumettre votre demande de visa CONSUEL au moins trois semaines avant la mise en service de l’installation. N’hésitez pas à prendre de la marge, car les délais peuvent fluctuer en fonction du volume de demandes en cours.

👉 Visite de l’installation : elle est systématique si les travaux n’ont pas été faits par des professionnels accrédités. Celle-ci est généralement programmée dans les 15 jours suivant la réception de votre demande de visa. Un technicien agréé par le comité national pour la sécurité des usagers de l’électricité vient chez vous pour vérifier la conformité de votre installation. Si aucune anomalie n’est constatée lors du contrôle, vous recevrez votre attestation de conformité Consuel électrique sous 24 à 48 heures. En cas de non-conformité, une contre-visite pourra être nécessaire (nous verrons plus loin les situations concernées).

👉 Validation de l’attestation : une fois que toutes les normes de sécurité sont respectées, le technicien appose le visa CONSUEL sur votre attestation, la rendant ainsi officielle. Ce n’est qu’après cette validation que vous pourrez effectuer votre demande de raccordement auprès d’Enedis pour injecter votre production sur le réseau. Pour vous donner un aperçu, voici un exemple du formulaire délivré par le CONSUEL :

Attestations de conformité délivré par le Cerfa [consuel.com]

Les clés pour un contrôle CONSUEL sans accroc

Les principaux critères de contrôle du technicien chargé de vous délivrer ou non l’attestation de conformité Consuel photovoltaïque concernent principalement les éléments suivants :

• Disjoncteur inaccessible ou absent
• Mise à la terre de l’installation et présence d’un dispositif différentiel
• Câbles non protégés par une gaine, dénudés ou endommagés
• Emplacement du coffret : trop près du sol ou à plus de 2 mètres de hauteur
• Zone dangereuse : respect des distances entre prises et points d’eau
• Absence de signalisation : étiquettes spécifiques sur le tableau électrique

Dans la plupart des cas, des corrections simples suffisent pour éviter une contre-visite et obtenir l’attestation de conformité de votre installation.

Un point important sur la sécurité

Pour rappel, une mauvaise installation de votre centrale photovoltaïque peut représenter des risques importants en termes d’électrification et d’incendie.  En effet, le raccordement des panneaux photovoltaïques non conforme à la norme NF C 15-100-1 peut entraîner des risques graves, notamment lorsqu’une nouvelle source d’énergie est raccordée directement sur les borniers en amont du tableau de répartition. Cela peut provoquer des surcharges au niveau de la distribution électrique dans le coffret, mettant en danger les câbles, borniers, et peignes verticaux. De plus, les interrupteurs différentiels ne sont plus protégés correctement, car ils peuvent être exposés à des courants supérieurs à leur capacité, compromettant ainsi la sécurité du système.

Par ailleurs, si un panneau photovoltaïque est raccordé directement à une prise domestique, le problème devient encore plus critique. En l’absence d’un point de coupure unique, l’installation électrique ne pourra pas être correctement isolée en cas de problème. Les dispositifs de protection du tableau électrique ne détectent pas toujours les intensités élevées circulant sur les circuits en aval, ce qui peut entraîner un échauffement des composants, voire provoquer un incendie. Pour éviter ces dangers, il est donc essentiel de respecter les normes et de faire appel à un professionnel qualifié pour toute installation afin de garantir la sécurité de votre habitation.

En conclusion

Le cadre juridique entourant le solaire évolue en parallèle de l’essor des installations résidentielles, pour des raisons qui divisent. Certains y voient des avantages, comme un renforcement de la sécurité et un meilleur accompagnement du client dans la prévention des risques électriques. D’autres, en revanche, pointent du doigt une complexification des démarches et des coûts supplémentaires liés aux contrôles par des professionnels. Quoi qu’il en soit, nous vous recommandons vivement d’anticiper le contrôle CONSUEL afin d’éviter toute mauvaise surprise.

Si vous souhaitez contourner cette étape, une alternative existe : viser l’autonomie énergétique totale. En produisant et en stockant l’intégralité de votre électricité, vous pourriez vous affranchir complètement du réseau électrique. Cette indépendance offre non seulement une liberté totale dans la gestion de votre consommation, mais répond également aux enjeux de la transition énergétique en permettant une démarche plus durable et résiliente.

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Avec la fin programmée du dispositif ARENH en décembre 2025, EDF a annoncé la mise en place d’un système d’enchères pour vendre des contrats d’allocation de production nucléaire (CAPN) à long terme. Cette initiative vise à stabiliser les prix de l’électricité tout en assurant le financement des projets nucléaires de l’électricien national.

Depuis 2010, le mécanisme de l’Accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH) permettait aux fournisseurs alternatifs et aux industriels d’acheter de l’électricité à un prix fixe de 42 euros par mégawattheure (€/MWh). Avec sa disparition fin 2025, EDF met en place les CAPN pour proposer son remplacement. Ces contrats, attribués via des enchères à l’échelle européenne, concerneront les entreprises ayant des besoins énergétiques supérieurs à 7 gigawattheures (GWh) par an ainsi que les fournisseurs d’électricité opérant en France. EDF prévoit ainsi de mettre sur le marché 10 térawattheures (TWh) d’électricité avec des livraisons à partir de 2026.

Toujours trop cher selon les entreprises

Si EDF présente ces enchères comme une solution pour offrir de la visibilité aux entreprises, celles-ci dénoncent un tarif trop élevé. Les industriels électro-intensifs, notamment dans les secteurs de la métallurgie, de la chimie et du verre, s’inquiètent de perdre leur compétitivité. L’association Uniden, qui représente les gros consommateurs d’électricité, juge cette « attitude incompréhensible » auprès de l’AFP, estimant que le prix proposé par EDF est trop élevé par rapport aux anciens tarifs de l’ARENH.

EDF avait proposé un tarif de 70 €/MWh sur 15 ans, mais ce prix reste bien supérieur aux 42 €/MWh dont bénéficiaient jusqu’ici les industriels. Ces derniers craignent un impact sur leur compétitivité face à la concurrence américaine et chinoise, et agitent la menace de délocalisations, notamment dans la chimie.

Un seul contrat signé

Alors que l’État, actionnaire unique d’EDF, pousse pour la signature de davantage de contrats, le processus reste lent. À ce jour, seul un accord a été finalisé avec un industriel de la chimie, et un second serait en passe d’être signé. EDF se veut rassurant et assure que toutes les entreprises concernées trouveront une solution avant 2026.

Le gouvernement suit de près l’évolution des discussions et s’interroge sur les effets de ce nouveau mécanisme. L’ancien ministre de l’Économie, Bruno Le Maire, a critiqué le projet d’enchères, estimant qu’il risquait « d’affaiblir l’industrie française ».

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Sans les images, on aurait du mal à y croire. Évacuées sans ménagement, les anciennes lignes de production de Systovi symbolisent parfaitement la tourmente dans laquelle se trouve la filière française du photovoltaïque. 

La scène se passe à Carquefou, dans la banlieue nantaise. Des chariots élévateurs vident « énergiquement » un vaste hall de tous ses équipements. Ce site industriel, c’est l’usine de Systovi, un fabricant français de panneaux photovoltaïque qui a été contraint de mettre la clé sous la porte il y a quelques mois à peine. À en croire les « précautions » prises par les équipes chargées du démontage, visibles dans une vidéo publiée sur le réseau social LinkedIn, tous ces équipements dernier cri seront revendus au prix de la ferraille. Difficile d’y croire, quand on sait que la dernière ligne de production a été inaugurée en 2023, et a nécessité un investissement de près de 1,5 million d’euros.

Symbole d’une filière européenne du photovoltaïque en difficulté

Cette situation ne fait qu’illustrer le marché actuel du photovoltaïque à l’échelle mondiale. Cette usine, équipée de lignes de production fabriquées en Europe, aurait pu participer à un « circuit court » du photovoltaïque, et ainsi limiter l’impact environnemental des installations solaires.

Mais la concurrence aura été trop forte. Bien aidés par les subventions gouvernementales, les fabricants chinois inondent le marché européen de panneaux solaires bon marché. Les usines européennes, et en particulier les usines françaises, ne parviennent pas à suivre le rythme. Cette situation a eu des conséquences lourdes. Depuis plusieurs années, les fermetures d’usines européennes s’enchaînent : Solarwatt, Photowatt ou encore Systovi.

À quand une industrie française compétitive ?

Face au monopole chinois actuel, un renouveau de l’industrie française en matière de photovoltaïque devrait nécessairement passer par des aides de la part de l’État, afin de privilégier la fabrication française, voire européenne. Si la bataille semble perdue pour les panneaux au silicium, le développement de nouvelles technologies comme la pérovskite qui se montre prometteuse, pourrait redistribuer les cartes. Pour l’heure, les messages envoyés par le gouvernement sont plutôt contraires. Celui-ci chercherait à limiter le soutien public au solaire, notamment pour éviter un potentiel écart entre la production et la consommation électrique du pays.

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Les erreurs humaines peuvent arriver, même dans une centrale nucléaire. La récente fuite de liquide de refroidissement de l’EPR finlandais en est l’illustration. Heureusement, aucune conséquence sur l’environnement n’est à déplorer. 

Comme disait l’ancien président Jacques Chirac, « les problèmes, ça vole toujours en escadrille ». C’est ce que doivent se dire les équipes de TVO, l’entreprise chargée de l’énergie nucléaire en Finlande. Après la construction plus que laborieuse de son réacteur EPR Olkiluoto 3, dont la mise en service avec 13 ans de retard, voilà que celui-ci vient de subir une fuite de liquide de refroidissement radioactif.

Cet incident a eu lieu lors de la maintenance annuelle du réacteur. Durant cette opération, au moment du remplissage de la piscine du réacteur, 100 mètres cubes de liquide de refroidissement radioactif se sont échappés de la piscine pour s’écouler dans les salles de confinement, et dans le système de drainage de l’enceinte de confinement.

Plus de peur que de mal

Il semblerait que cette fuite ait été causée par une erreur humaine : une trappe de la piscine n’aurait pas été refermée correctement, ce qui aurait causé cet incident. Heureusement, selon l’exploitant TVO, la fuite n’a eu aucune conséquence notoire grâce aux mesures de sécurité prises. Il n’y aurait eu aucun risque pour le personnel, l’environnement ou la sûreté nucléaire. D’ailleurs, le calendrier de la maintenance du réacteur n’a pas été modifié, et l’opération de maintenance devrait s’achever en mai 2025, comme prévu.

Pour rappel, l’EPR Olkiluoto 3, qui couvre aujourd’hui 14 % du mix électrique de la Finlande, a connu de multiples aléas durant sa construction. À l’image de l’EPR de Flamanville, le 3ᵉ EPR au monde a connu d’importants dépassements de budgets avec une estimation finale à 11 milliards d’euros contre 3,37 milliards initialement prévus. Le chantier, démarré en 2005, a été jalonné de problèmes techniques qui n’ont fait que décaler sa mise en service commerciale. Prévue en 2010, celle-ci n’a finalement eu lieu qu’en 2023. Ces nombreux retards et surcoûts ont engendré une bataille juridique et financière entre Areva et l’exploitant TVO. Elle s’est soldée en 2021, avec le versement de 600 millions d’euros d’Areva pour TVO.

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Dans un rapport publié en mars 2025, la Cour des comptes dresse un bilan contrasté du développement du biogaz en France. Si elle en reconnaît les atouts environnementaux et agricoles, les sages s’interrogent sur la cohérence des objectifs fixés par l’État et sur le poids croissant du soutien public.

Produit par méthanisation de matières organiques, le biogaz présente des avantages pour remplacer le gaz fossile. Il permet la valorisation des déchets agricoles et de fournir un revenu complémentaire aux exploitants : selon la Cour des Comptes, les agriculteurs impliqués dans la méthanisation ont vu leur excédent brut d’exploitation augmenter de « 40 000 euros à un an à 55 000 euros à cinq ans ».

Fin 2023, la France comptait 1 911 méthaniseurs, dont 652 injectaient du biométhane dans le réseau de gaz. Cette production reste cependant marginale : en 2023, le biogaz représentait 2,4 % de la consommation de gaz en France​.

Des objectifs flous

Dans le viseur de la Cour, l’incertitude sur les objectifs à long terme. Alors que la France vise la neutralité carbone en 2050, le rôle exact du biogaz dans le mix énergétique reste mal défini. En 2030, la production devrait atteindre 50 térawattheures (TWh) mais cette trajectoire repose sur des hypothèses incertaines, notamment sur la disponibilité des ressources en biomasse​.

Le rapport souligne que dès 2030, 15 TWh de biogaz pourraient manquer, faute de matières premières suffisantes. La concurrence entre usages alimentaires et énergétiques de la biomasse pourrait poser problème​. La filière bénéficie d’un soutien financier important : entre 2011 et 2022, les tarifs d’achat garantis ont coûté 2,6 milliards d’euros aux finances publiques. À cela s’ajoutent les subventions à l’investissement (500 millions d’euros entre 2019 et 2023), des exonérations fiscales et d’autres aides indirectes​.

Jusqu’à 27 milliards d’aides d’ici 2037

Le coût de ce soutien pourrait exploser : d’ici 2037, les engagements déjà pris représenteraient entre 22 et 27 milliards d’euros. La Cour met en garde contre l’impact de cette politique sur les finances publiques et plaide pour une meilleure régulation des aides​.

Face à ces critiques, le gouvernement prévoit de remplacer progressivement les tarifs d’achat par un mécanisme de certificats de production de biogaz (CPB). Ce système, financé par les fournisseurs de gaz et non plus par l’État, doit entrer en vigueur en 2026. Mais la Cour exprime des doutes sur sa viabilité et son impact sur les prix pour les consommateurs​. Elle recommande également de mieux encadrer le développement des méthaniseurs, d’améliorer la planification des ressources en biomasse et de mieux surveiller les effets de la méthanisation sur les pratiques agricoles​.

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TotalEnergies a officiellement annoncé, samedi, l’abandon de son projet de centrale photovoltaïque Maya en Guyane française, initié en 2019. Cette décision découle de l’actualisation de la Programmation Pluriannuelle de l’Énergie (PPE) 2025-2035, qui redéfinit les priorités énergétiques du pays.

Dans un communiqué transmis à l’AFP, le groupe pétrolier et gazier français a justifié son retrait en invoquant l’absence de besoin supplémentaire en production d’énergie pilotable autour de Cayenne. Cette révision de la feuille de route énergétique exclut en effet l’ajout de nouvelles infrastructures capables d’ajuster leur production en fonction de la demande, comme celles intégrant des batteries de stockage.

La centrale aurait permis d’injecter jusqu’à 20 mégawatts (MW) d’énergie bas-carbone sur le réseau électrique de Cayenne, réduisant ainsi sa dépendance aux énergies fossiles, et améliorant la stabilité de l’approvisionnement. L’installation prévue combinait 120 mégawatts-crête (MWc) de panneaux solaires et une capacité de stockage de 240 mégawattheures (MWh), assurant une alimentation nocturne malgré l’intermittence du photovoltaïque.

Un abandon problématique pour la souveraineté énergétique de la Guyane

Son abandon est un revers pour l’objectif d’autonomie énergétique de la Guyane. Selon TotalEnergies, Maya aurait permis de franchir un tiers du chemin vers cet objectif. La centrale devait générer 32 emplois. Jean-Luc Le West, vice-président de la Collectivité Territoriale de Guyane (CTG) en charge du développement économique, déplore auprès de Libération « qu’une entreprise qui vient investir en Guyane ne reçoive pas le soutien escompté », jugeant cette situation désespérante. De son côté, Marie-Lucienne Rattier, conseillère territoriale en charge du numérique, estime que l’abandon de TotalEnergies est compréhensible si le groupe s’est senti insuffisamment soutenu.

Cette dernière porte un projet de centre de données et de village numérique sur 10 000 m², évalué à 480 millions d’euros, qui devait être implanté à proximité du parc photovoltaïque Maya et bénéficier de son approvisionnement énergétique stable. L’abandon de Maya menace désormais la viabilité de cette initiative. Cette décision s’inscrit dans un contexte plus large de réorientation de la stratégie énergétique française. La Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) révisée et soumise à consultation actuellement baisse les objectifs photovoltaïques avant un décret prévu en avril.

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Le réacteur de Flamanville sera arrêté jusqu’à fin mars, annoncent Les Echos. Sur les 100 premiers jours de mise en service, il aura connu 76 jours d’arrêt.

L’EPR de Flamanville accumule les contretemps. Depuis son raccordement au réseau électrique le 21 décembre 2024, l’unité nucléaire a connu de multiples arrêts, programmés ou non. Le dernier en date, initié le 15 février, a été prolongé jusqu’au 30 mars en raison d’aléas techniques imprévus.

Selon EDF, ces interventions concernaient initialement un circuit de refroidissement par eau de mer, utilisé uniquement en cas de situations exceptionnelles. Puis, l’arrêt a été prolongé le 22 février pour une intervention sur une sonde de température du circuit primaire, qui assure la transmission de la chaleur du cœur du réacteur au circuit secondaire. Enfin, le 28 février, EDF a décidé d’anticiper des réglages du groupe turbo-alternateur, afin d’optimiser son fonctionnement. « Ce n’est pas un aléa nucléaire mais un problème mécanique, lié à des frottements qui entraînent un échauffement des paliers, qui demandent des réglages très fins », explique une source syndicale citée par Les Échos.

Une période de « rodage »

Le réacteur aura ainsi été immobilisé 76 jours sur ses 100 premiers jours d’exploitation. Une période de rodage inévitable, selon EDF, qui rappelle que la montée en puissance d’un réacteur de cette envergure nécessite des ajustements progressifs. « Sur une installation nouvelle, cela n’a rien de choquant. Ils auront d’autres problèmes de ce type. C’est toujours embêtant, mais sur des installations neuves, il y a toujours une période de rodage », indique un haut cadre du groupe à l’AFP.

Malgré ces contretemps, EDF assure que l’objectif d’atteindre 100 % de puissance à l’été reste inchangé. Une montée en charge qui devra toutefois composer avec d’autres arrêts programmés, prévus pour réaliser des ajustements supplémentaires. En parallèle, la centrale doit aussi gérer d’autres opérations de maintenance sur ses unités existantes. L’unité de production n°1, arrêtée depuis décembre 2024, ne redémarrera que mi-avril 2025, tandis que l’unité n°2 verra son arrêt repoussé à novembre.

Quelle fiabilité pour les EPR ?

Le retard de Flamanville soulève des questions sur la fiabilité du modèle EPR alors que la France mise sur cette technologie pour relancer son programme nucléaire. Avec une construction qui a déjà pris 17 ans de retard et des coûts explosant à plus de 13 milliards d’euros contre 3,3 milliards initialement prévus, ce projet est devenu un symbole des difficultés industrielles françaises dans le secteur nucléaire.

Les prochaines étapes seront scrutées par les autorités. La montée en puissance de Flamanville à l’été 2025 constituera un test alors même que la France prévoit d’en construire six nouveaux dans les décennies à venir.

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La production d’électricité à l’échelle nationale bat des records, mais la consommation, elle, stagne. Dans ce contexte, les objectifs d’installation d’énergies renouvelables pour 2035 ont été remis en question par certains membres du gouvernement. 

La France a-t-elle été trop ambitieuse dans sa programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) ? Pour Vincent Berger, Haut Commissaire à l’énergie atomique, la réponse est oui. Selon lui, l’objectif de capacité de production de la France à l’horizon 2035, fixé à 692 TWh, est beaucoup trop élevé. Or, une surproduction d’électricité pourrait avoir des conséquences négatives pour les consommateurs et le contribuable.

Au regard des chiffres de la production électrique de ces dernières années, ces 692 TWh paraissent effectivement ambitieux. En 2024, la France n’a produit que 520 TWh d’électricité. Parmi cette production, près de 89 TWh ont été exportés, la faute à une consommation nationale qui ne parvient toujours pas à retrouver ses niveaux d’avant la crise sanitaire. Dans ces conditions, difficile de justifier une telle hausse de la production électrique. D’ailleurs, si la France peut actuellement exporter autant, rien ne permet d’affirmer qu’il pourra en être ainsi pendant les 10 prochaines années.

Réduire les ambitions solaires, ou baisser le prix du kWh ?

De ce fait, la question de l’objectif fixé se pose. Vincent Berger explique, de surcroît, que la PPE a été construite selon la directive européenne qui vise à atteindre les 55 % de réduction d’émissions de CO2 par rapport à 1990 d’ici 2030. Or, à sept années de l’échéance, la France n’en est qu’à 31 % de réduction. La marche paraît donc trop haute.

Néanmoins, difficile de dire que la réduction des objectifs en matière de photovoltaïque soit une bonne solution. En revanche, il y a fort à parier que le prix actuel de l’électricité contribue grandement à la stagnation de la consommation électrique nationale. Malgré la récente baisse des tarifs réglementés, le prix du kWh encourage les français à limiter leur consommation, et freine le développement du secteur industriel. Une baisse du prix de l’électricité permettrait de rendre la France plus attractive, et ainsi favoriser le renouveau d’une industrie bas-carbone.

À ce sujet, l’après-ARENH constitue un enjeu majeur pour l’industrie française. Si celle-ci pouvait bénéficier de tarifs fixés à 42 €/MWh, les prix pourraient fortement évoluer à partir de 2026. À ce sujet, Aluminium Dunkerque, plus grand consommateur d’électricité de France, a exprimé un besoin urgent de garanties tarifaires pour rester compétitif à l’échelle mondiale. Pour l’heure, il se murmure que le tarif de base moyen pourrait être établi à 70 €/MWh. Il est considéré, pour beaucoup, comme trop élevé par rapport à d’autres régions du monde comme le Moyen-Orient, les Etats-Unis ou la Norvège.

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Ces trois containers fraîchement installés sur les berges de l’écluse de Barcarin, à Port-Saint-Louis-du-Rhône, ne paient pas de mine. Et pourtant, ils sont peut-être la première pierre d’une nouvelle énergie renouvelable, dont le potentiel s’élève à 15 % des besoins d’électricité mondiaux.

Ces trois containers en question constituent Opus-1, un prototype de centrale de production d’électricité issue de l’énergie osmotique. Ils ont été installés en décembre dernier par Sweetch Energy, une start up bretonne qui travaille à rendre exploitable l’énergie osmotique, produite lorsque de l’eau douce et de l’eau salée se rencontrent.

Un prototype dans le delta du Rhône

Après 5 années de recherches et développement, la startup est prête à passer à la vitesse supérieure. Le prototype mis en place à Port-Saint-Louis-du-Rhône devra permettre de tester en conditions réelles pendant deux ans la technologie développée par Sweetch. En parallèle, l’entreprise vient d’investir ses nouveaux locaux, près de Rennes. Les 3 000 mètres carrés devront permettre de lancer l’industrialisation de sa membrane brevetée, appelée Inod.

L’entreprise a du pain sur la planche, car le potentiel mondial est colossal. Selon Nicolas Heuzé, cofondateur de la startup, l’énergie osmotique pourrait représenter 15 % de l’électricité mondiale d’ici 2050, à raison de 13 000 TWh. Rien qu’au niveau du delta du Rhône, où est implanté le prototype OPUS-1, le potentiel énergétique est estimé à 500 MW. Ce serait suffisant pour alimenter toute l’agglomération de Marseille ! Si elle est difficile à mettre en œuvre, l’énergie osmotique a un avantage fondamental sur l’éolien et le photovoltaïque : elle n’est pas intermittente.

Le bois, au cœur de l’énergie osmotique ?

Malgré ses atouts indéniables, l’énergie osmotique n’a jamais pu être exploitée à son plein potentiel à cause de sa difficulté de mise en œuvre. Des entreprises comme Statkraft (Norvège) ou Redstack (Pays-Bas) ont bien tenté leur chance, mais elles ont finalement dû s’avouer vaincues par le coût de la membrane et son faible rendement.

C’est à ce niveau que Sweetch espère faire la différence. La startup est parvenue à mettre au point une membrane principalement fabriquée à partir de cellulose, ce qui lui permet d’être à la fois bon marché et respectueuse de l’environnement. Son coût de fabrication serait 10 fois moins élevé que les précédents modèles, tout en atteignant des performances 20 fois plus élevées. La formulation de ce matériau est protégée par 8 brevets, et gardée secrète. À terme, l’entreprise a pour objectif de réduire son prix à moins de 80 €/MWh.

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