31/05/25 Allemagne - solaire - nucléaire - EnRi - minéraux - etc...
- Vent Contraire en Touraine & Berry
- 31 mai
- 26 min de lecture
L'article de JP Riou "L'Allemagne écartelée" est particulièrement intéressant
À la suite l'article sur les "loop flow" Un sujet à suivre.
L'Allemagne va se battre contre la solution la meilleure pour l'Europe
(Division de son territoire en 5 zones) , mais désavantageuse pour elle!!
L'Allemagne écartelée
Jean Pierre Riou le 30/5/25
Le 28 avril 2025, l’écroulement du système électrique ibérique occultait un événement majeur du marché de l’électricité : la publication par l’ENTSO-E d’une proposition de réforme des zones d’enchères du marché couplé de l’électricité.
Ce couplage signifie que pour une meilleure exploitation des interconnexions, les enchères concernant les MWh sont implicitement couplées avec les capacités de transport concernées, en fonction de la disponibilité de chaque point du réseau calculée par le centre Coreso.
Mais les engorgements structurels du réseau amènent les MWh à transiter par les réseaux des pays voisins sans que ceux-ci aient été sollicités pour en être rétribués. Mais les lois de Kirchhoff n’ont que faire des programmes d’enchères et font transiter les électrons par le chemin de moindre résistance sur la plaque de cuivre européenne. C’est ainsi que l’Allemagne, qui a fait l’économie du développement de son réseau pour faire transiter la production de ses éoliennes de la mer du Nord vers le sud industriel où elle sera consommée, emprunte des chemins non négociés par les réseaux frontaliers sans avoir à en faire la demande.
La violation du règlement européen
Cette situation soulève une brûlante question de conformité avec l’article 14 du RÈGLEMENT (UE) 2019/943 DU PARLEMENT EUROPÉEN ET DU CONSEIL du 5 juin 2019 qui prévoit la révision des zones d’enchères à la suite de l’examen tous les 3 ans d’éventuelles congestions structurelles pour éviter que les « flux de boucle » ainsi générés ne soient de nature à réduire les capacités d’échange des zones voisines et indique : « Une zone de dépôt des offres est délimitée selon les congestions structurelles et à long terme du réseau de transport. Les zones de dépôt des offres ne contiennent pas de telles congestions structurelles, à moins […] que leur incidence sur les zones de dépôt des offres voisines soit atténuée par des actions correctives et que ces congestions structurelles ne débouchent pas sur des réductions de la capacité d'échange entre zones, conformément aux exigences prévues à l'article 16. »
Or les flux de boucles générés par ces congestions réduisent significativement les capacités d’échanges entre zones des pays traversés, comme l’illustre la situation dramatique qu’ils ont engendré en France le 4 avril 2022. Ces flux ont également pour effet de fausser le marché en orientant à la hausse le cours des pays traversés. Mais l’Allemagne s’oppose vigoureusement à la séparation de son territoire en plusieurs zones qui feraient grimper le cours du MWh pour son industrie.
L’Allemagne écartelée
Ce 28 avril, l’ENTSO-E rendait donc avec retard son rapport prévu pour 2023.
Ce rapport chiffre les bénéfices attendus par chaque scénario de révision des zones d’enchères.
Sans surprise, c’est la séparation de l’Allemagne en plusieurs zones d’enchères qui arrive en tête des économies permises à la collectivité par la fin d’une zone de prix unique. La solution optimale parmi les solutions validées étant la séparation de l’Allemagne en 5 zones différentes, tandis que la séparation de la France, véritable plaque tournante des échanges au sein du marché couplé, n’apporterait que des surcoûts qui expliquent le rejet de cette option.
L’illustration ci-dessous récapitule les avantages économiques, notamment par la réduction de l’écrêtement des EnR et la réduction des coûts (de redispatching) engendrés par chaque option.
Et l’illustration ci-dessous précise l’impact sur les prix nationaux du MWh de chaque scénario. Il montre clairement que l’Europe du Nord-Ouest serait la grande bénéficiaire de la scission de l’Allemagne en plusieurs zones d’enchères, tandis que l’impact serait à la hausse dans l’Europe du sud-est.
Dans tous les cas de figure, la France disputerait le MWh le moins cher d’Europe avec le Danemark. Notons que ces prix ne sont pas des prix observés, mais modélisés pour chaque région en fonction de la réalité du marché mais aussi des coûts de rééquilibrage de réseau pour éviter les congestions et des flux d'électricité.
L’Allemagne se prépare depuis plusieurs années à se battre contre cette réforme qui ne lui permettrait plus de retarder le développement de son réseau grâce à ceux de ses voisins et verrait le coût de ce transport se répercuter sur le prix du MWh dans le sud industriel.
Malgré le caractère juridiquement contraignant du règlement européen, et le caractère structurel illégal des congestions de son réseau, dont le retard s'accroit malgré les centaines de milliards investis dans son développement, on peut imaginer le peu d’empressement de l’indispensable accord du gouvernement d’Outre Rhin pour entériner cet écartèlement de son marché qu'il combat, et qui dispose encore de nombreux leviers juridiques de contestation pour éviter la procédure d’infraction par la Commission européenne.
Rappel de l’article de JP RIOU sur les loop flow 24 juillet 2024
Focus sur les loop flows
JeanPierre Riou
L’implantation disséminée des énergies renouvelables électriques intermittentes (EnRi) implique de lourds investissements dans le réseau de distribution auquel elles sont majoritairement connectées, afin de lui permettre de refouler les 2/3 de leur production vers le réseau de transport, ainsi que mis en lumière dans l’article « L’éolien, une énergie locale ? ». Ce réseau de transport doit également adapter ses infrastructures pour répondre aux aléas de chaque zone de production afin de prendre en charge chacun de leurs records, lorsque les conditions météorologiques les permettent.
Un développement suffisant des réseaux de transport et de distribution est l’une des conditions strictes pré requise pour tout mix électrique à forte proportion d’énergies renouvelables, ainsi que l’avait clairement énoncé RTE dans son rapport conjoint avec l’AIE.
Le présent focus sur les loop flows allemands propose de mettre en lumière à la fois le dérapage du retard pris par les réseaux allemands, malgré les milliards d’euros qui sont consacrés à leur nécessaire développement, mais aussi les conséquences de ce retard sur la sécurité de l’approvisionnement français et, par là même, sur son prix.
Rappel sur le marché couplé de l’électricité
Afin d’optimiser les capacités d’interconnexion, le couplage du marché européen de l’électricité permet de mettre aux enchères à la fois la fourniture électrique et la capacité de connexion correspondante. Concernant le marché journalier, les ordres sont reçus jusqu’à midi pour une livraison le lendemain. Deux opérateurs de marché sont habilités à opérer en France : Epex et Nord Pool. A partir des ordres reçus, le cours du lendemain est alors calculé heure par heure par l’algorithme Euphemia, en fonction de l’offre et la demande et des disponibilités du réseau, fournies par des centres de coordination technique, tels que Coreso pour la région Centre-Ouest, la péninsule ibérique et l’Italie du Nord.
La description de ces mécanismes est développée dans « Le marché de l’électricité selon Marcel Boiteux ».
Des passagers clandestins
Lors de leur livraison, les flux physiques de ces transactions transitent quasi instantanément (200 000 km/seconde) sur le réseau européen en suivant la voie de la moindre résistance et non le chemin le plus court. Et si des échanges prévus à l’intérieur d’une même zone d’enchère (Internal Commercial Trade : ITC) ne programment aucun transit par les réseaux voisins, les congestions des propres lignes de cette zone ne les en détournent pas moins vers ceux-ci.
Le gestionnaire du réseau européen Entsoe en illustre le principe ci-dessous.
Dans cette illustration, la zone 3 programme une livraison intérieure, du nord au sud de 100, mais la congestion relative des lignes de 3 entraîne le transit de 20 par les zones 1 et 2 avant de revenir dans le sud de la zone.
Le document complet mérite qu’on y prête attention pour comprendre les différents types de flux : programme net agrégé externe (ANE), flux de charge, de soulagement, de transit, inattendu …
La part croissante de ces loop flows non programmés est clairement dénoncée par l’Entsoe dans le préambule de son rapport au titre explicite « Concilier le marché avec la physique ».
Car ces loop flows réduisent les capacités d'interconnexion qui sont vitales pour tout système électrique à forte composante intermittente.
Les prévisions du centre de coordination technique
Pour déterminer les capacités d’interconnexion disponibles, le centre de coordination technique Coreso se fonde, selon sa réponse à notre question, sur un modèle du réseau électrique (CGM, Common Grid Model) qui constitue une prévision de l'état du réseau au moment de chaque échange prévu.
Ce CGM consiste en une description du système électrique (éléments de réseau, unités de production et points de consommation) qui permet de calculer les flux physiques d'électricité sur chaque élément de réseau. Les flux physiques ainsi calculés comprennent aussi bien les flux de bouclage non nominés que les flux résultant de nominations.
A partir de ce CGM, des variations d'échanges commerciaux transfrontaliers sont simulées afin de déterminer les échanges maximaux admissibles. Ce maximum prend bien en considération les flux de bouclage non nominés qui sont reflétés dans le CGM.
L’Agence pour la coopération des régulateurs d’énergie (ACER)
Ces flux non nominés, ou flux de boucle (loop flows), sont décrits comme des « passagers clandestins (free-riding flows) par l’ACER qui les dénonce dans un rapport du 3 juillet 2024 sur les congestions du réseau.
Le graphique ci-dessous illustre à la fois l’importance de ces passagers clandestins et le % de la capacité d’interconnexion disponible qu’ils représentent.
La provenance de ces loop flows y est clairement décrite comme liée aux fortes productions des éoliennes du nord de l’Allemagne, notamment lorsqu’elle est combinée avec des importations de Scandinavie, et que les congestions du réseau allemand font transiter par les Pays-Bas, la Pologne, la république tchèque, l’Autriche, la Belgique et la France. Ces passagers clandestins peuvent mobiliser plus de 40% de la capacité disponible (en jaune sur le graphique) et même plus de 50% (en rouge).
Ce qui limite d’autant les capacités d’importation de ces pays, malgré leurs efforts à renforcer leurs interconnexions, et pose même un problème en regard de l’obligation de chaque État membre d’assurer 70% des capacités disponibles pour les échanges aux frontières, faisant ainsi l’objet de demandes de dérogations par les pays les plus touchés.
Le rapport accablant de la Cour fédérale des comptes
La Cour des comptes fédérale allemande a publié un rapport sur l’Energiewende en mars 2024. Si ce rapport fait état d’un retard sur le développement prévu des EnRi, il stigmatise particulièrement celui du réseau supposé permettre de les intégrer.
Et constate que les besoins de ce réseau progressent plus vite que les investissements qui lui sont consacrés. Avec un déficit croissant, chiffré à 6000 km de lignes de transport (ubertragungsnetze) pour 2023.
Ce graphique faisant apparaître en noir l’évolution du réseau de transport allemand, et, en gris clair, l’évolution programmée qu’il aurait dû suivre pour intégrer la part croissante prévue d’EnRi, ainsi que le caractère exponentiel de son retard sur les 7 dernières années.
Le rapport dénonce : « Les coûts d’expansion du réseau à l’avenir seront nettement plus élevés qu’auparavant. Selon les premières estimations de l'Agence fédérale des réseaux, les coûts liés à l'extension du réseau pour la période 2024 à 2045 s'élèvent à plus de 460 milliards d'euros. De nouvelles augmentations de coûts sont à prévoir. »
Évolution des coûts qu’il détaille dans l’illustration ci-dessous.
Il relève également la lourde sous-estimation des coûts du réseau de distribution :
« Les Gestionnaires de réseau de distribution (GRD) prévoyaient un besoin d'extension du réseau de distribution (Verteilernetze) de 93 136 km d'ici 2032 pour un coût estimé à 42,27 milliards d'euros. Compte tenu des objectifs de l'EEG 2023, la BNetzA (agence fédérales des réseaux) a déclaré en janvier 2024 que les GRD devraient investir pas moins de 150 milliards d'euros d'ici 2045. Selon de nouvelles informations parues dans la presse, les besoins d'investissement pendant cette période pourraient même s'élever à 250 milliards d'euros. »
A ces coûts s’ajoutent ceux des services système qui devraient augmenter considérablement, « en particulier les coûts de gestion de la congestion du réseau, pour atteindre 6,5 milliards d'euros par an d'ici 2028. »
La Cour fédérale des comptes dénonce d’ailleurs également le retard pris dans la construction de capacités de moyens pilotables de secours qui n’en resteront pas moins indispensables pour les périodes sans vent ni soleil :
« Il est peu probable que le BMWK (Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz ) soit en mesure de respecter son calendrier de construction de capacités de secours sécurisées et contrôlables avec le KWS » (Kraftwerksstrategie 2026) ».
Ce dérapage des coûts du système électrique est tel qu’il lui fait craindre la délocalisation de l’industrie allemande (1.3 « Selon une enquête de la Chambre de commerce et d'industrie allemande, les entreprises allemandes sont de plus en plus sceptiques quant à la transition énergétique et envisagent de plus en plus de délocaliser leur production à l'étranger »)
La sécurité française menacée
Le 4 avril 2022, la France pulvérisait le record du marché en devant notamment recourir aux offres d’équilibrage (DMO et Domin) que RTE a dû activer à 2987,78 €/MWh entre 7 heures et 9 heures, en raison de la forte consommation liée au froid et de la faible disponibilité du parc nucléaire.
Les interconnexions avec l’Allemagne qui sont prévues pour éviter une telle divergence de cours grâce aux importations, n’ont alors pas pu jouer leur rôle en raison des loop flows allemands provoqués par une production éolienne particulièrement élevée, avec 37 844 MW à 8 heures, soit dans le 94ème percentile depuis le 1er janvier. Dans son rapport de juin 2022 sur cet événement, la CRE montre en effet la corrélation systématique entre production éolienne allemande et baisse de capacité d’importation française en raison des loop flows, avec seulement 3597 MW de capacité d’import disponible depuis la Belgique et l’Allemagne, le 4 avril à 8 heures, pour une capacité totale de 15 720 MW (figure 11) et une capacité moyenne disponible de 8364 MW (tableau 1).
Parallèlement, une analyse de 2020 par Sia Partners constatait « Il est évident que les pics de prix dans la zone d'enchères belge ne se produisent que lorsque les flux de boucle dépassent une certaine valeur (500 MW). »
Dans le contexte difficile du 4 avril, les interconnexions étaient destinées à permettre à la coopération entre États de faire converger les cours par des importations. Ce qui est systématique tant qu’elles ne sont pas saturées. Cette coopération est pourtant la profession de foi du développement des EnRi qui misent sur une mutualisation toujours plus large pour refouler les surplus et des productions toujours plus lointaines pour compenser les périodes sans vent ni soleil.
Son coût est exponentiel, sa faillite du 4 avril 2022 laisse augurer les difficultés à venir.
Documentaire et vérité dévoile que les profits des parcs solaires se sont effondrés
Rien de surprenant!
Les bénéfices des parcs solaires européens ont atteint des niveaux historiquement bas.. « Le plus grand facteur de risque pour l'expansion des énergies renouvelables est la baisse de la rentabilité du secteur solaire », a déclaré Nathalie Gerl, analyste en chef du secteur de l'électricité chez LSEG. » La situation est la plus marquée en Espagne, où le taux de capture - revenu généré par les panneaux solaires comparé au prix moyen du marché de l'électricité - a été ramené à seulement 7 % en mai, contre 43 % il y a un an. Ce taux serait encore plus bas si les fermes solaires n'avaient pas réduit leur production ce mois-ci. L’expansion rapide de l'industrie solaire en Europe a conduit à une surcapacité, une baisse des prix des composants, des prix négatifs de l'électricité et des défis infrastructurels. Ces facteurs combinés ont entraîné une chute des profits des parcs solaires, soulevant des préoccupations quant à la viabilité économique de l'industrie à long terme. https://bloomberg.com/news/articles/2025-05-26/european-solar-profits-tumble-to-record-low-on-long-sunny-spring
A écouter l’interview de P Pouyanné. Du simple bons sens
Documentaire et Vérité (@DocuVerite) a posté à 10:10 AM on mer., mai 28, 2025 :
Patrick Pouyanné: « On est le 5e pays le plus décarboné au monde et on a accepté de faire le même effort proportionnel que des pays qui le sont moins (…) L’exemplarité nous coute cher, alors qu’à la fin c’est la valeur absolue des émissions qui compte ! » https://t.co/N1oYh2SaNF
Des captures d'écran aujourd'hui 31/5 pour comprendre l'impact de la production solaire sur les prix en Europe et en France sur la profitabilité du nucléaire obligé de baisser sa production alors que ses frais fixes restent les mêmes
Patrick Pouyanné s'exprime sur le prix du nucléaire
mais le dernier paragraphe sur les EnRI est remarquable. Nous ne cessons de le dire! Puisse-t-il être entendu.
Prix du nucléaire : le PDG de TotalEnergies refuse les nouvelles offres d'EDF Les Echos, Sharon Wajsbrot, 27/05/2025
Auditionné par la commission d'enquête sur la réindustrialisation, Patrick Pouyanné a pointé ses réserves face au partage de risques de production des centrales nucléaires proposé par EDF aux industriels français. Du jamais vu dans le secteur, à en croire le patron de Total Energies.
Alors que le nouveau PDG d'EDF, Bernard Fontana est mis au travail pour faire aboutir la réforme de la régulation des prix de l'électricité nucléaire historique - l'ARENH - et faire signer des contrats d'approvisionnement aux industriels tricolores d'ici à la fin de l'année, Patrick Pouyanné met les pieds dans le plat. Auditionné ce mardi par la commission d'enquête de l'Assemblée nationale sur les freins à la réindustrialisation, le PDG de Total Energies a expliqué qu'en l'état, son groupe ne signait pas de contrat d'allocation de production nucléaire proposé par EDF. « On ne va pas s'inscrire dans le mécanisme actuel » a expliqué Patrick Pouyanné indiquant que les prix de l'électricité sont suffisamment bas pour se fournir sur les marchés.
Un partage de risque problématique
Pour lui, le mécanisme tel que conçu par EDF et les pouvoirs publics pour prendre le relais de la régulation ARENH répond davantage aux problématiques financières de l'Etat actionnaire et aux besoins de financement des nouveaux réacteurs qu'à l'intérêt des consommateurs ou des industries électro intensifiées.
« Ce qui pose des problèmes avec les contrats d'allocation de production nucléaire c'est qu'on demande aux industriels de prendre les risques de production de l'électricité nucléaire avec EDF. Je produis de l'énergie dans le monde entier, quand je vends du gaz naturel liquéfié c'est moi qui prends les risques, cela ne me viendrait pas à l'esprit de demander à mon client de prendre le risque de production à ma place ! », a pointé le PDG de Total Energies. Il estime aussi que « 70 euros le MWh (le tarif négocié par EDF avec les pouvoirs publics pour vendre l'électricité nucléaire après 2025 NDLR) c'est élevé pour les industriels et pour les particuliers » Pour l'avenir, il mise en revanche sur des contrats d'achat groupés d'électricité nucléaire, comme il en existait déjà avec EDF via le consortium d'industriels Exeltium et dont une deuxième phase doit être enclenchée. « J'ai incité les raffineurs à regarder les contrats Exeltium, on doit pouvoir signer vers 55 euros le MWh, cela serait satisfaisant pour pas mal d'industriels », a encore indiqué Patrick Pouyanné.
« Des milliards investis pour des pouièmes de CO2 »
Interrogé sur les freins à la réindustrialisation en France, Patrick Pouyanné a pointé la politique énergétique et ce qu'il estime être des incohérences coûteuses. « On est le 5e pays le plus décarboné au monde, et on a accepté, avec cette position, de faire le même effort proportionnel que des pays qui le sont moins. On a accepté d'investir des milliards pour aller chercher des pouièmes de CO2 alors qu'on pourrait aider nos amis polonais… » dont la production d'électricité repose encore largement sur des centrales au charbon, a fait valoir le PDG. « L'exemplarité nous coûte cher alors qu'à la fin c'est la valeur absolue des émissions qui comptent ! Revenons à du bon sens et laissons chacun des Etats, chacune des entreprises atteindre ses objectifs », résume encore ce dernier.
JP Riou: les EnRI sont le maillon faible de notre sécurité
Le maillon faible de la défense européenne
EnR électriques intermittentes :
Le maillon faible de la défense européenne
Jean Pierre Riou
En multipliant les accès à distance aux unités de production renouvelable, le développement des EnR compromet significativement la sécurité de l’Europe.
Le cheval de Troie
La stratégie militaire en général, et la guerre hybride en particulier focalisent depuis longtemps leurs attaques sur les infrastructures énergétiques. La Russie l’illustre à nouveau dans ses représailles contre Kiev, et notamment par les impacts ciblés de plus de 40 missiles et 70 drones en janvier dernier. Kiev étant d’ailleurs accusé de privilégier ces mêmes cibles en Russie.
A l’occasion de ces affrontements, la centrale de Zaporijia a démontré la résilience du nucléaire en supportant l’impact de pas moins de 12 missiles dans le seul weekend du 19-20 novembre 2023 sans la moindre répercussion sur sa sûreté. A l’inverse, les énergies renouvelables électriques sont particulièrement vulnérables aux cyberattaques, en raison de leur dissémination et des variations aléatoires de leur production qui réclament la multiplication des contrôles à distance.
En 2018, l’institut français des relations internationales (IFRI) alertait sur cette vulnérabilité des énergies renouvelables qui en faisaient la cible privilégiée des hackers de tout poil. L’étude montrait comment en 2013, le groupe Dragonfly avait pris le contrôle de nombreuses éoliennes aux États-Unis et en en Europe, notamment en Allemagne.
A l’occasion de la guerre en Ukraine, pas moins de 5800 éoliennes allemandes ont notamment été paralysées par une cyberattaque. Et aujourd’hui, l’agence Reuters nous apprend que les Américains viennent de découvrir des logiciels espions de communication avec la Chine dans leurs parcs de production photovoltaïque.
Même si la piste cybercriminelle semble écartée du blackout qui vient de frapper la péninsule ibérique, il est urgent de faire la part de la vanité de nos dépenses d’armement en regard d’une telle brèche dans le système de défense européen qui repose sur la communication.
Et de comprendre que particulièrement en temps de tension géopolitique, la robustesse du système électrique ne saurait être une variable d’ajustement.
Publié par Le Mont Champot à 05:56
Marche arrière: pas d'obligation de couvrir les parkings de panneaux solaires
Panneaux solaires : l'obligation de recouvrir les parkings abandonnée en France
Par Kevin CHAMPEAUPublié le 22 mai 2025
Finalement, les parkings ne seront pas obligatoirement recouverts de panneaux solaires d’ici 2028. Un amendement vient d’être adopté pour que cette solarisation puisse être remplacée par de l’ombrage végétal.
Mauvaise nouvelle, pour le secteur du photovoltaïque. L’Assemblée nationale vient de supprimer l’obligation de solariser les parkings de plus de 1500 m². Cette obligation avait pourtant été votée il y a à peine 2 ans, étant inscrite dans l’article 40 de la loi relative à l’Accélération de la production d’énergies renouvelables (APER). Pour rappel, cet article de loi obligeait tout propriétaire d’un parking de plus de 1500 m² à mettre en place des ombrières photovoltaïques sur 50 % de la surface du parking avant juillet 2028 et même juillet 2026 pour les parkings de plus de 10 000 m². Finalement, suite à l’adoption de cet amendement, les propriétaires auront le choix entre trois stratégies pour recouvrir la moitié de la surface des parkings :
Installer des ombrières photovoltaïques,
Planter des arbres assurant un ombrage des places de stationnement,
Combiner les deux solutions.
Olivia Grégoire, ancienne ministre des PME à l’initiative de cet amendement, se félicite d’avoir facilité la mise en œuvre de cet article de la loi APER. À l’inverse, le Syndicat des énergies renouvelables dénonce la fin de l’obligation formelle de solarisation des parkings.
La grande distribution vent debout contre cette loi
Dans les faits, ce nouvel amendement devrait soulager de nombreux propriétaires de parkings, en particulier des acteurs majeurs de la grande distribution. Selon ces derniers, la loi de solarisation des parkings conduisait à une mobilisation d’importantes zones foncières pendant 15 ans à 20 ans. Ces ombrières auraient ainsi pu empêcher l’extension de zones commerciales, ou la construction de parkings verticaux. D’autre part, de nombreux acteurs soulignaient la difficulté de faire cohabiter ces projets avec l’ombrage naturel déjà existant.
Outre les questions de fond, ce nouvel aller-retour contribue à créer un climat d’instabilité autour de l’installation de centrales photovoltaïques. Celui-ci est particulièrement néfaste, tant pour les futurs maîtres d’ouvrages qui doivent mobiliser des investissements dans un temps impartis relativement court, que pour la filière du photovoltaïque, déjà malmenée, qui ne peut s’organiser avec sérénité.
JP Riou " EnR et minéraux critiques"
une mesure remarquable du "foot print" (empreinte) des énergies électriques en considérant les besoins en minéraux critiques par rapport à l'énergie produite et non pas la puissance installée
Les besoins
L'Europe ne représente plus aujourd'hui que 3 % de la production minière mondiale, contre 40 % au début du siècle dernier. La dépendance aux importations des minéraux critiques, essentiellement exploités par la Chine, est le défi des années à venir pour sécuriser un système électrique appelé à remplacer la dépendance au pétrole. La dissémination des énergies renouvelables demande des milliards d’euros pour leur raccordement, dont 37 milliards pour le seul raccordement de 22 GW d’éolien en mer. Mais également des dizaines de milliers de tonnes de cuivre et plus encore d’aluminium pour restructurer et développer le 1,6 million actuel de kilomètres de lignes électriques qui maillent la France afin de leur permettre d’accueillir davantage d’énergies renouvelables. C'est ainsi que l'Allemagne a pris un retard de presque 6000 km de lignes électriques en 8 ans, par rapport au développement qui était jugé nécessaire pour accueillir le développement des EnR.
Le Ministère de la Transition énergétique a publié une comparaison des besoins en minéraux de différentes technologies.
A noter que dans sa version de 2021, l’AIE a revu significativement à la baisse les besoins en silicium du PV, et revu à la hausse ceux de l’éolien terrestre.
Or ces besoins sont calculés par MW installé alors que le facteur de charge des EnR est notoirement inférieur à celui du nucléaire. Et l’illustration ci-dessous est plus parlante à ce sujet dès lors qu’on place sur 100% le curseur du calculateur du Global Energy Footprint pour les besoins en minéraux par unité d’énergie produite, et à 0% pour les autres indicateurs, qui permettent d’ailleurs de mesurer les avantages du nucléaire pour chacun d’eux.
Or c’est bien de MWh que la transition énergétique a besoin, et non de puissance installée, si celle-ci ne produit pas.
L'indispensable relocalisation
Le gisement de 753380 tonnes de cuivre est répertorié en France métropolitaine par l’inventaire du BRGM. Mais des raisons sociales et environnementales la France n’exploite plus de mine de cuivre sur son sol et l’importe majoritairement du Chili, avec des conséquences environnementales bien supérieures. Un nouveau permis d’exploitation aurait été accordé près de Lyon afin de répondre à la crise qui se profile, de même que la question ne devrait même pas se poser quant à la pertinence de l’exploitation minière de l’incontournable lithium en France.
Mais sachant que le kWh le plus vertueux est celui qu’on ne consomme pas, il ne faut pas voir la voracité des EnR en minéraux critiques à travers le seul prisme de leur coût, mais également de celui des conséquences environnementales qu’il faudra bien relocaliser sur notre sol.
Pour ne pas pleurer ensuite sur les effets d'une cause qu'on a appelée de nos vœux.
Très belle victoire de la biodiversité à Lapanouse
À Lapanouse-de-Cernon, dans l’Aveyron, les éoliennes du parc de La Baume devront rester à l’arrêt durant la journée. Une victoire juridique pour la LPO, au nom du vautour moine.
Chasse Eternelle le 30/5 Richard sur Terre
L’arrêt est tombé ce 27 mai 2025. La cour administrative d’appel de Toulouse a tranché : les éoliennes du parc de La Baume, sur la commune de Lapanouse-de-Cernon, ne pourront plus tourner le jour. En cause, le risque de collision pour le vautour moine, une espèce protégée et menacée d’extinction.
Cette décision marque l’aboutissement d’un long bras de fer entre les promoteurs du parc et les défenseurs de la biodiversité, au premier rang desquels la Ligue pour la protection des oiseaux (LPO). L’association, trop souvent prompte à s’indigner sans nuance, a ici mené une bataille cohérente, solide, et fondée sur une menace réelle : celle de voir les grands rapaces des Grands Causses percutés en plein vol.
Une espèce emblématique du territoire
Réintroduit dans les années 1990 dans les Grands Causses, le vautour moine est l’un des plus grands rapaces d’Europe, avec jusqu’à trois mètres d’envergure. Moins nombreux et plus discrets que les vautours fauves, ces charognards nichent dans les zones boisées et survolent de vastes territoires à la recherche de cadavres. Leur rôle écologique est indiscutable, et leur survie encore fragile.
A lire aussi : Éoliennes tueuses : la justice passe
Malgré les mesures d’évitement prévues par les exploitants du parc éolien, la justice a estimé, après plusieurs années de recours, que le risque demeurait trop important.
Une rare victoire de la biodiversité sur l’idéologie verte
On ne peut que constater, une fois n’est pas coutume, que la LPO a vu juste. Trop de projets dits « écologiques » piétinent sans sourciller la biodiversité réelle au nom de l’urgence climatique. Ici, il a fallu six ans de procédures pour faire reconnaître une évidence : une éolienne n’est pas un arbre, et une forêt d’acier n’est pas un refuge pour la faune.
Rappelons qu’en 2018, le préfet avait interdit le fonctionnement diurne du parc. Cette mesure avait été levée en 2020, à la faveur de promesses d’atténuation. C’est cette levée que la LPO a contestée, jusqu’à obtenir gain de cause, d’abord devant le Conseil d’État en 2024, puis devant la cour d’appel cette semaine.
Et maintenant ?
La décision impose à l’exploitant d’arrêter les machines entre le lever et le coucher du soleil. Autant dire que la rentabilité du parc s’en trouve sérieusement compromise. Certains y verront une entrave au développement des renouvelables. D’autres y liront une invitation à mieux choisir les sites, à anticiper les conflits environnementaux, et à respecter les espèces qui vivent encore dans nos campagnes.
Nous faisons partie de ces derniers.
Batterie nucléaire une rupture technologique importante
Batteries nucléaires : la science-fiction à portée de main
par La rédaction
C’est une rupture technologique assez extraordinaire qui se profile en Chine et aux Etats-Unis. Non seulement des laboratoires ont fabriqué des prototypes, mais une production en petite série a déjà commencé en Chine. Les batteries nucléaires ont une durée de fonctionnement sans avoir besoin d’être rechargées de plusieurs décennies, voire d’un siècle pour certains prototypes. Elles pourront alimenter des stations spatiales et des bases lunaires, des équipements posés au fond des océans, des infrastructures stratégiques, des appareils médicaux et même un jour un téléphone portable, qui n'aura jamais besoin d'être rechargé, et... un robot.
Les batteries nucléaires peuvent alimenter en électricité des équipements et des installations pendant des décennies voire un siècle sans être rechargées. Elles sont idéales dans les environnements isolés et hostiles, mais pas seulement. Elles utilisent des matériaux radioactifs dont la désintégration progressive dégage de l’énergie.
Ce ne sont pas des rêves d’auteurs de science-fiction ou de savants fous. Elles sont bien réelles et les États-Unis et la Chine sont à la pointe du développement de cette technologie avec des entreprises comme l’américaine Zeno Power et surtout la chinoise Betavolt qui a commencé une production en petite série.
Leurs premières utilisations seront pour des missions spatiales, des équipements océanographiques, des appareils médicaux et des installations électroniques et de communications considérées comme stratégiques et devant être protégées d’éventuelles coupures de réseaux. Mais on pourrait très bien en trouver un jour dans nos logements, nos téléphones portables, nos ordinateurs, nos voitures et nos robots.
Un potentiel considérable
Les batteries nucléaires offrent un immense potentiel car elles peuvent fonctionner pendant de nombreuses décennies sans avoir besoin d’être rechargées. La batterie s’alimente en captant les particules émises par les matériaux radioactifs lors de leur désintégration et en exploitant cette énergie. Ces matériaux radioactifs – tels que le strontium 90, le nickel 63 et le carbone 14 – ayant une longue durée de vie, les piles fonctionnent pendant très longtemps.
L’idée des batteries nucléaires n’est pas nouvelle, loin de là. Le gouvernement américain a commencé à travailler sur cette technologie dans les années 1950 par l’intermédiaire de la NASA. Le pays a mené des recherches dans ce domaine pendant 70 ans avant d’être rejoint et dépassé par la Chine. C’est cette dernière qui a donné une nouvelle impulsion au développement de cette technologie.
Déjà produites en série en Chine
Des laboratoires chinois en produisent déjà. Au début de l’année dernière, Betavolt, une start-up chinoise a lancé une minuscule batterie nucléaire de la taille d’une pièce de monnaie, baptisée BV100, dont la durée de vie est estimée à un demi-siècle grâce à l’utilisation de Nickel-63. « Mais cette batterie n’est pas une simple innovation de laboratoire », explique un article de Popular Mechanics. « Elle est déjà produite en série, avec l’intention d’alimenter des technologies allant des appareils médicaux et aérospatiaux aux futurs smartphones ».
La technologie de Betavolt diffère de celle des batteries nucléaires « traditionnelles » développées par la NASA. Plutôt que d’utiliser une méthode thermoélectrique, les batteries de Betavolt utilisent un émetteur radioactif et un absorbeur semi-conducteur spécialement conçus pour capturer les particules bêta – les électrons et les positrons émis par la désintégration du Nickel 63. Bien que ce processus produise moins d’énergie que la méthode thermoélectrique de la NASA, leur production d’énergie est fiable et incroyablement durable, avec un potentiel d’un siècle, voire plus.
Les Etats-Unis dans la course
Une autre équipe de chercheurs en Chine travaille sur une autre batterie nucléaire toujours d’une durée de vie théorique de 100 ans basée sur le carbone 14. Mais le carbone 14 est beaucoup plus rare que le nickel 63, ce qui laisse penser que la technologie de Betavolt a peut-être plus d’avenir. Dans les deux cas, la Chine semble disposer de réserves suffisantes de ses isotopes pour que le développement de ces technologies se poursuive. « À l’image de son programme photovoltaïque pour l’énergie solaire, la Chine met en place toute la chaîne d’approvisionnement à l’intérieur de ses propres frontières », indique Popular Mechanics.
Aux Etats-Unis, l’entreprise la plus avancée aujourd’hui s’appelle Zeno Power. « Avec l’intensification de la concurrence entre les grandes puissances, les fonds marins, l’Arctique et la surface lunaire deviennent les premières lignes de la sécurité mondiale et du progrès économique, mais ils restent des déserts énergétiques », affirme Tyler Bernstein, le directeur général de la start-up américaine. Zeno Power vient de sécuriser un financement de 50 millions de dollars. « Grâce à ce financement, nous sommes sur la bonne voie pour faire la démonstration de systèmes à grande échelle en 2026 et livrer les premières batteries nucléaires commerciales pour alimenter des équipements dans des environnements extrêmes d’ici 2027 », ajoute Tyler Bernstein.
Rupture technologique
Zeno Power a aussi « verrouillé un approvisionnement en combustible à base de strontium 90 » auprès du ministère américain de l’énergie, et a signé des contrats avec le ministère de la défense et la NASA, pour un montant total de plusieurs dizaines de millions de dollars, selon un article d’Axios. L’entreprise collabore également avec le secteur spatial commercial et travaille avec la société de robotique lunaire iSpace-U.S. pour « développer des systèmes à énergie nucléaire capables de survivre au froid extrême de la nuit lunaire », selon Space News.
« Les batteries nucléaires de Zeno auront un impact immédiat sur la défense et l’espace, et un potentiel à long terme pour transformer la façon dont l’énergie est fournie dans les environnements éloignés et distribués », affirme Lior Prosor, partenaire de Hanaco Ventures, l’un des principaux bailleurs de fonds de Zeno Power.
Le potentiel de ces technologies est réellement extraordinaire. L’espace, le fond des océans mais des applications pour fournir de l’énergie à des infrastructures stratégiques et même un téléphone portable qui n’aura jamais besoin d’être rechargé. C’est ce qui pourrait bien être une vraie rupture technologique.
Arrêt de la centrale de Golfech:
L’origine exacte du black-out ibérique n’a toujours pas été officiellement déterminée, mais cet épisode met en lumière la part des énergies renouvelables intermittentes dans le mix et les interconnexions entre réseaux européens.
Arrêt imprévu de la centrale nucléaire de Golfech : le blackout en Espagne en était bien la cause
Nucléaire Révolution énergétique
Par Helios STEPALAKISPublié le 19 mai 2025
Un léger doute planait sur les raisons exactes de l’arrêt inopiné d’un réacteur nucléaire de la centrale de Golfech (Tarn-et-Garonne), le 28 avril, pile au moment où le réseau électrique ibérique s’effondrait. Le doute est finalement levé.
L’arrêt automatique du réacteur n° 1 de la centrale nucléaire de Golfech, survenu le 28 avril 2025, est bien une conséquence du black-out massif qui a renvoyé l’Espagne et le Portugal au moyen âge durant une dizaine d’heures. C’est ce qu’a confirmé le 5 mai le gestionnaire du réseau français RTE. L’incident, inédit par son ampleur en Europe, a entraîné des perturbations en chaîne jusque de l’autre côté des Pyrénées.
La chronologie des événements était assez troublante. À 12h33, alors que l’ensemble de la péninsule Ibérique se retrouve privée d’électricité, le premier des deux réacteurs nucléaires de la centrale de Golfech s’arrête automatiquement. En cause ? « Une forte variation de la fréquence du réseau électrique externe [qui] a perturbé le fonctionnement normal de l’unité de production ». « En réponse, et conformément aux dispositifs de sûreté et de protection du réacteur, celui-ci s’est mis en arrêt automatique conformément aux protocoles de sécurité », explique l’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection (ASNR), à qui l’incident a été déclaré deux jours plus tard.
RTE indique que plusieurs installations du sud-ouest de la France ont été affectées, bien que de façon limitée. Des coupures ont touché certains foyers et industriels, notamment au Pays basque français. EDF a lancé une enquête interne pour vérifier l’intégrité des installations de Golfech, qui ont pu être remises en service dès le lendemain. L’origine exacte du black-out ibérique n’a toujours pas été officiellement déterminée, mais cet épisode met en lumière la part des énergies renouvelables intermittentes dans le mix et les interconnexions entre réseaux européens.
Quelques brèves
Extraits GREEN UNIVERS
Les petits réacteurs nucléaires candidats aux aides du Fonds chaleur le 26/5
Les start-ups françaises des petits réacteurs nucléaires tournées vers la production de chaleur ou vers la cogénération, comme Calogena, Jimmy, Thorizon, Otrera, Stellaria, etc, se verraient bien bénéficier du Fonds chaleur, même si l'enveloppe de cette aide a failli être rabotée cette année. Selon nos informations, le message a été passé aux autorités publiques, mobilisées sur le sujet
Extrait les Echos le 30/5/25
Les radiations d’entreprises s’envolent au premier trimestre
Derrière les grandes annonces d'investissements de Choose France, un mouvement à bas bruit est en train de s'opérer sur le tissu entrepreneurial : les radiations d'entreprises explosent. Selon le baromètre du Conseil national des greffiers des tribunaux de commerce (CNGTC) réalisé par Xerfi, quelque 168.400 entreprises ont été radiées du registre du commerce et des sociétés au premier trimestre, soit une hausse de près de 119 % par rapport à la même période de 2024.
Patrick Pouyanné se dit favorable à l'abandon des contrats de soutien aux ENR
« De mon point de vue, on peut s'en passer », a déclaré le PDG de TotalEnergies, le 27 mai à l'Assemblée. Patrick Pouyanné ne se dit pas « grand fan » des contrats de complément de rémunération, qui assurent une rentabilité aux producteurs d'électricité, lorsque les prix de marché sont inférieurs à un prix négocié avec l'État – ce dernier récupérant la différence entre ce prix pivot et le prix de vente lorsque celui-ci est supérieur. « Aux États-Unis, je n'ai pas de contrat soutenant les ENR […], et cela nous a incités à investir dans des batteries […]. Tous mes investissements américains d'énergies renouvelables – et ils sont importants – s'accompagnent donc de batteries, et à moi de me débrouiller dans un marché ouvert », at-il expliqué. Il reconnaît toutefois l'importance du soutien fiscal américain, via des crédits d'impôt, qui permet d'accélérer la rentabilité des actifs. « C'est plus capitalistique et moins protecteur. Les petits développeurs renouvelables ont horreur de ça », a-t-il ajouté, suggérant que la rentabilité des petits acteurs dépendait des mécanismes de soutien public. « [Mais] à ce moment-là, il faut que les subventions de l'État limitent leur rentabilité », a-t-il conclu.
Troupeau décimé, amaigrissement des bêtes... Dans les fermes, des éleveurs dénoncent les effets alarmants des éoliennes
Extrait Figaro le 31 /5☹
France Bourgois (ici dans sa chèvrerie de Vendegies-sur-Écaillon, dans le Nord), a vu son troupeau décimé depuis l’implantation de deux parcs éoliens. PHOTOPQR/VOIX DU NORD/MAXPPP
Face à la multiplication de cas troublants, une sénatrice de l’Eure interpelle le gouvernement.
Mais qu’est-il arrivé aux chèvres de France et Jean-Philippe Bourgois ? Installés depuis 2008 à Vendegies-sur-Écaillon, dans le Nord, les éleveurs ont vu leur troupeau décimé, il y a quelques mois, sans raison apparente. Y aurait-il un lien avec l’implantation, l’été dernier, de deux parcs éoliens à proximité de la ferme ? Alors que plusieurs éleveurs constatent des troubles inexpliqués au sein de leurs troupeaux, une sénatrice s’interroge sur l’impact des champs électromagnétiques générés par des équipements comme les éoliennes, antennes relais et autres lignes à haute tension. « J’ai moi-même été alertée par de nombreux éleveurs bovins, témoigne Kristina Pluchet, sénatrice LR de l’Eure, elle même agricultrice. C’est encore, hélas, un sujet trop peu pris au sérieux du fait d’une pression démesurée des opérateurs d’énergies renouvelables. »Florissante, la chèvrerie de l’Écaillon fournit Rungis, de grandes enseignes, des crémiers, des restaurateurs parisiens. « Mais tout a…
La France bat un record solaire au T1, l’éolien stagne Extrait Montel news
(Montel) La France a établi un nouveau record de déploiement de centrales solaires au premier trimestre 2025, avec 1,4 GW installés, tandis que la capacité éolienne terrestre a quasiment stagné, selon les données publiées vendredi par le ministère de l’Énergie.
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