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L’Express, 16 juin
Electricité : la carte des prix va-t-elle changer en Europe ? Ce big bang en réflexion
Energie. Un récent rapport des gestionnaires de réseau électrique suggère de diviser le marché allemand en plusieurs zones pour mieux refléter la réalité des prix. Un sujet hautement politique… pour toute l’Europe.
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A Donges (Loire-Atlantique) et Fos-sur-Mer (Bouches-du-Rhône), le prix à la pompe est moins cher qu’au milieu du Massif central ou qu’à Paris. Derrière ces écarts, une logique simple : plus une station-service est éloignée de la raffinerie, plus le coût du transport augmente. Donc in fine celui du carburant. Or, l’électricité aussi se transporte. Non pas via des camions-citernes, mais grâce à un réseau de lignes à hautes tensions aériennes ou souterraines.
Le parallèle entre les deux sources d’énergie s’arrête là. Car le consommateur installé dans une zone très productrice en électrons ne bénéficie pas vraiment d’une facture plus allégée. Avec l’essor des énergies renouvelables et la hausse des échanges d’électricité entre les pays, la Commission européenne aimerait parfaire le système actuellement en place sur le continent. Qu’il reflète davantage la réalité des prix pour chaque territoire, un meilleur équilibre entre offre et demande. L’idée, sur le papier, est séduisante. Mais comme toujours avec la transition énergétique, rien n’est aussi facile qu’il n’y paraît.
Revoir le découpage?
Le marché européen de l’électricité est divisé en plusieurs zones de prix, qui épousent très souvent les frontières nationales. C’est le cas de la France, de l’Espagne, de la Pologne ou de la Grande-Bretagne (hors UE). Presque de l’Allemagne, à laquelle le Luxembourg est rattaché. “Hormis les pays nordiques et l’Italie où la configuration est différente, car fragmentée, il y avait historiquement une préférence pour une zone de référence couvrant un seul marché – national. Malgré quelques approximations, cela se recoupait plutôt bien à la physique des réseaux”, explique Sylvain Cognet-Dauphin, directeur exécutif à S & P Global Commodity Insights. Or la montée en puissance de l’éolien et du solaire transforme cette géographie des marchés électriques. Les logiques économiques changent. Et Bruxelles, à travers son Agence pour la coopération des régulateurs de l’énergie (Acer), s’interroge : pourquoi ne pas revoir ce découpage?
Le débat n’est pas nouveau, surtout chez les spécialistes de l’énergie. “Avoir davantage de zones correspond à une rationalité économique indéniable. Si on devait aujourd’hui repartir de zéro et créer un marché de l’électricité, on intégrerait forcément une part de signal prix lié à la localisation”, pointe Andreas Rüdinger, chercheur associé à l’Institut du développement durable et des relations internationales (Iddri). Dans un rapport très attendu publié fin avril, le réseau européen des gestionnaires de réseau de transport d’électricité (Entso-e) a exploré 14 alternatives possibles au système actuel. Selon ses conclusions, il ne serait pas intéressant de changer les configurations française, italienne et des pays nordiques. Il suggère en revanche de morceler l’Allemagne, idéalement en cinq zones. L’opération permettrait d’économiser, dans le meilleur des scénarios, plus de 330 millions d’euros annuels en évitant d’onéreuses congestions du réseau. Ces opérations dites d'”équilibrage” lui ont coûté, l’an dernier, la rondelette somme de 2,78 milliards d’euros.
Des gagnants et des perdants
Le gouvernement allemand ne pouvait pas être surpris du résultat. Il devait même s’y attendre. Ce n’est pas la première fois que son cas est pointé du doigt, la faute à un déséquilibre qui ne cesse de grandir. Au nord : la production électrique abondante, notamment grâce aux parcs éoliens en mer, rencontre une consommation modérée. Au sud : la production limitée en raison des fermetures de centrales nucléaires et thermiques ne couvre plus les besoins d’industries énergivores. Résultat : les flux d’électricité d’une partie à l’autre du pays sont intenses. Parfois trop. Et construire de nouvelles lignes haute tension ne se fait pas du jour au lendemain.
En théorie, donc, le redécoupage des zones viendrait optimiser le système. “Il est admis que des prix locaux améliorent l’efficacité et réduisent les coûts pour les consommateurs”, résume Karsten Neuhoff, chef du département de politiques climatiques à l’Institut allemand de recherche économique (DIW Berlin). A plus long terme, il pousserait les producteurs à repenser leur implantation dans les secteurs où la demande est forte, pour profiter de meilleurs revenus. En pratique, ce réajustement est au coeur d’un véritable bras-de-fer entre pro et anti. Un match nord-sud hautement politique. Le chancelier Friedrich Merz n’a pas voulu prendre de risque : le statu quo a été inscrit noir sur blanc dans son accord de coalition. Même les gestionnaires de réseau allemands, qui ont participé à la rédaction du rapport européen, se sont dédouanés de tout choix, écrivant que “les résultats ne sont pas appropriés pour décider de la division de la zone d’appel d’offres”.
“On est dans une de ces situations où, si on regarde à l’échelle européenne, il n’y aurait de prime abord que des gains. Car ces changements amélioreraient le système. Mais si on entre dans le détail, il y aurait forcément des gagnants et des perdants”, note Andreas Rüdinger. Pour schématiser, les Danois et les habitants du nord de l’Allemagne verraient leur facture diminuer. Elle pourrait augmenter pour ceux du sud et aussi, par effet papillon, de l’Autriche à la Roumanie. D’où l’opposition frontale des Länder et des industriels du sud à ce projet, qui peuvent compter sur le soutien des producteurs éoliens. Dans un communiqué publié avec WindEurope, le lobby du secteur, ils expliquent qu’une telle modification créerait “une grande incertitude”, “augmenterait le coût du capital pour les nouveaux projets”, et pourrait “retarder voire faire échouer” certains d’entre eux. Elle pourrait surtout tirer encore à la baisse les prix de leur électricité verte.
“Les ménages paient cette inefficacité”
Si des entreprises s’y opposent, c’est qu’elles trouvent leur intérêt dans la poursuite du dispositif en place. “Je suppose qu’elles préfèrent maintenir le manque de transparence des appels d’offres actuels. Ou continuer à bénéficier de milliards de paiements de redispatching (ajustement du réseau électrique) lors des congestions plutôt que de permettre la réduction des frais pour les consommateurs”, regrette Karsten Neuhoff, qui liste pourtant des exemples de changements réussis aux Etats-Unis. “On en revient toujours au même constat : chacun va analyser dans son coin ce que cela lui coûte ou lui rapporte”, confirme le chercheur de l’Iddri. Un constat qui vaut par-delà les frontières. La Suède a récemment déclaré qu’elle ne soutiendrait pas la construction d’une nouvelle interconnexion sous-marine avec l’Allemagne… Sauf si Berlin réorganisait son marché de l’électricité, jugé “pas assez efficace”. Peut-être aussi pas assez rémunérateur pour les électrons verts que Stockholm y exporte.
Outre l’Allemagne, le débat sur une modification du marché fait également couler de l’encre en Grande-Bretagne. Le disruptif Greg Jackson, patron d’Octopus Energy, devenu en dix le premier fournisseur d’électricité de l’île, en est l’un des plus fervents défenseurs. “Dans un monde d’énergies renouvelables et de flexibilité, il faut optimiser ces actifs. Si vous utilisez un signal de prix national qui ne reflète pas les conditions locales, vous finissez par payer les batteries pour qu’elles se rechargent au mauvais moment, par exporter via les interconnexions au mauvais moment. Et les ménages paient pour toute cette inefficacité. La Grande-Bretagne et l’Allemagne ont désespérément besoin d’une évolution”, plaide-t-il auprès de L’Express. Les partisans de la continuité brandissent, eux, l’incertitude de ces nouveaux marchés, les risques réglementaires et leurs effets possiblement négatifs sur les investissements. Au point de freiner certains objectifs de la transition?
“C’est aux gouvernements de trancher en décidant ce qu’ils veulent prioriser, relève Sylvain Cognet-Dauphin. Préfèrent-ils un système parfait d’un point de vue économique mais qui peut créer des frictions, ou un autre qui l’est sûrement moins mais qui satisfait beaucoup plus de monde et que l’on peut toujours faire évoluer plus tard? Si la vraie urgence est de décarboner, n’ont-ils pas intérêt à revoir les autres éléments qui dysfonctionnent dans la politique énergétique anglaise, française ou allemande, plutôt que s’obstiner sur le marché de l’électricité”? Les pays de l’UE ont jusqu’à fin octobre pour suivre ou non les révisions proposées par l’Entso-e. Et six mois supplémentaires pour valider leur choix. Mais le sujet est si sensible qu’il pourrait encore traîner plusieurs années, à l’image du fameux rapport des gestionnaires de réseau. “Il leur a été demandé, en 2019, de présenter une proposition dans les 18 mois, rappelle Karsten Neuhoff. Pourquoi leur a-t-il fallu six ans pour tenter de répondre à cette question prioritaire?”
L’Express, 17 juin
Nucléaire : ce revirement de la Banque mondiale qui confirme le retour en grâce de l’atome
Energie. La Banque mondiale a fait savoir qu’elle allait recommencer à soutenir des projets nucléaires “pour la première fois depuis des décennies”.
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C’est un virage radical, et une preuve de plus du retour en force de l’énergie nucléaire. La Banque mondiale (BM) va soutenir des projets de production d’énergie à partir du nucléaire “pour la première fois depuis des décennies”, a annoncé mercredi 11 juin le président de l’institution, Ajay Banga, au personnel dans un courrier que l’AFP a pu consulter.
Cela passera par un soutien “aux efforts de prolongement des réacteurs existants dans les pays qui en ont déjà, à l’amélioration des réseaux et infrastructures. Nous allons également travailler à l’accélération du potentiel des petits réacteurs modulaires (PRM) qui offriront une option viable à plus de pays à long terme”, a expliqué dans son mail le président de la BM.
Pour y parvenir, la Banque va s’engager dans un “partenariat” avec l’Agence internationale de l’énergie atomique (AIEA) afin de “renforcer notre capacité à conseiller sur les garanties de non-prolifération, la sécurité et le cadre de régulation”, a détaillé Ajay Banga. Il n’a pas précisé les montants qui pourraient être alloués à ces projets.
Fin avril, le directeur général de l’AIEA, Rafael Grossi, s’était félicité sur X d’un “dialogue constructif avec la Banque mondiale” sur le sujet, soulignant néanmoins que “le financement est essentiel” et que son organisation était “prête à soutenir” la BM en cas d’évolution de son approche sur le sujet.
Regain d’intérêt
L’institution basée à Washington s’est donné pour objectif de connecter aux réseaux électriques plus de 300 millions de personnes dans la prochaine décennie, y voyant une nécessité pour lutter contre la pauvreté, sa mission première. Mais, comme l’a souligné Ajay Banga, “la demande en électricité va plus que doubler dans les pays en développement d’ici à 2035”, ce qui nécessitera de porter le financement dans les réseaux électriques de 280 milliards de dollars par an actuellement à 630 milliards de dollars par an dans une décennie.
Mise de côté après la catastrophe de Fukushima (Japon), en 2011, l’énergie nucléaire connait un net regain d’intérêt dans le monde entier, notamment du fait des besoins énergétiques énormes dans le numérique, avec le développement de l’intelligence artificielle (IA). Aux Etats-Unis, plusieurs géants numériques envisagent ainsi la fabrication de PRM pour alimenter leurs centres de données, dont la consommation explose avec les usages de l’IA.
Mais plus largement, plusieurs pays – France, Royaume-Uni, Indonésie notamment -, ont annoncé ces derniers mois la construction de nouveaux réacteurs nucléaires. Ils y voient une solution décarbonée pour faire face à leurs besoins électriques grandissants.
Statistisches Bundesamt (D-Statis), 7 juin
Stromerzeugung im 1. Quartal 2025 mehrheitlich aus fossilen Quellen
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WIESBADEN – Im 1. Quartal 2025 wurden in Deutschland 119,4 Milliarden Kilowattstunden Strom produziert und in das Stromnetz eingespeist. Wie das Statistische Bundesamt (Destatis) nach vorläufigen Ergebnissen mitteilt, waren das 1,9 % weniger Strom als im 1. Quartal 2024 (121,7 Milliarden Kilowattstunden). Etwas mehr als die Hälfte des inländisch erzeugten Stroms (50,5 %) stammte aus konventionellen Energieträgern. Insgesamt stieg die Stromerzeugung aus diesen fossilen Quellen gegenüber dem Vorjahresquartal um 19,3 % auf 60,2 Milliarden Kilowattstunden. Im 1. Quartal 2024 hatte der Anteil der Stromerzeugung aus fossilen Quellen noch bei 41,5 % gelegen. Demgegenüber sank die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energiequellen im 1. Quartal 2025 im Vergleich zum Vorjahresquartal um 17,0 % auf 59,1 Milliarden Kilowattstunden und einen Anteil von 49,5 % an der gesamten inländischen Stromproduktion (1. Quartal 2024: 58,5 %). Damit war die Stromerzeugung aus konventionellen Energieträgern im 1. Quartal 2025 erstmals seit dem 1. Quartal 2023 höher als die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien.
Windarmes Quartal führt zu Rückgang der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien
Der Rückgang der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien im 1. Quartal 2025 lag vor allem an einer deutlichen Abnahme der Stromerzeugung aus Windkraft. Im Vergleich zum Vorjahresquartal sank die Stromproduktion aus Windkraft um 29,2 % auf 33,2 Milliarden Kilowattstunden, wodurch ihr Anteil am gesamten inländisch produzierten Strommix auf 27,8 % fiel (1. Quartal 2024: 38,5 %). Maßgebliche Ursache für den Rückgang war ein außergewöhnlich windarmes erstes Quartal. Einen ähnlich niedrigen Anteil von Windenergie an der Stromerzeugung in einem 1. Quartal hatte es zuletzt 2021 mit 24,2 % gegeben. Trotzdem war Windkraft im 1. Quartal 2025 weiterhin der wichtigste Energieträger zur Stromerzeugung.
Im Gegensatz zur Windenergie stieg die Stromerzeugung aus Photovoltaik im Vergleich zum Vorjahresquartal um 34,6 % auf 11,0 Milliarden Kilowattstunden. Damit erhöhte sich ihr Anteil am gesamten Strommix auf 9,2 % (1. Quartal 2024: 6,7 %).
Stromerzeugung aus fossilen Energieträgern steigt – Kohle nur knapp hinter Windkraft
Die niedrigere Stromerzeugung aus erneuerbaren Energiequellen wurde im 1. Quartal 2025 überwiegend durch den Betrieb konventioneller Kraftwerke ausgeglichen. Bei den fossilen Energien stieg die Stromerzeugung aus Erdgas im Vergleich zum Vorjahresquartal besonders stark um 27,5 % auf 24,6 Milliarden Kilowattstunden. Damit erreichte Erdgas einen Anteil von 20,6 % an der gesamten inländischen Stromerzeugung (1. Quartal 2024: 15,8 %). Auch die Stromproduktion aus Kohle legte spürbar zu: Sie stieg gegenüber dem 1. Quartal 2024 um 15,3 % auf 32,3 Milliarden Kilowattstunden. Damit machte Kohle 27,0 % am Energiemix bei der Stromerzeugung aus (1. Quartal 2024: 23,0 %) und lag nur knapp unter dem Anteil der Windenergie.
Mehr Stromimporte als -exporte im 1. Quartal 2025
Im 1. Quartal 2025 verzeichnete Deutschland einen Anstieg der Stromimporte um 14,9 % gegenüber dem Vorjahresquartal. Insgesamt wurden 19,3 Milliarden Kilowattstunden Strom importiert (1. Quartal 2024: 16,8 Milliarden Kilowattstunden). Die Stromexporte gingen dagegen um 3 % zurück auf 16,2 Milliarden Kilowattstunden (1. Quartal 2024: 16,7 Milliarden Kilowattstunden).
Methodische Hinweise:
In der Statistik werden alle Kraftwerke und Erzeugungsanlagen in Deutschland erfasst, die Strom in das Netz für die allgemeine Versorgung einspeisen. Nicht enthalten ist Strom, der in Industriekraftwerken erzeugt und direkt in den Industriebetrieben wieder verbraucht wird.
Die im Inland erzeugte und ins Netz eingespeiste Strommenge ist nicht gleichzusetzen mit dem Stromverbrauch, da auf dem Weg zu den Verbrauchsstellen sogenannte Netzverluste auftreten sowie der Saldo aus Stromimporten und -exporten zu berücksichtigen ist. Die Daten zu den im- und exportieren Strommengen beziehen sich auf die physischen Mengen an den Grenzübergangspunkten.
https://www.destatis.de/DE/Presse/Pressemitteilungen/2025/06/PD25_200_43312.html
Frankfurter Allgemeine Zeitung, 7 juin
Weniger Wind: Deutschland erzeugt wieder mehr Strom aus Kohle und Gas
Weil im ersten Quartal außerordentlich wenig Wind wehte, sank die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien in Deutschland um 17 Prozent. Die Erzeugung aus fossilen Energieträgern nahm dagegen deutlich zu.
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Anfang 2025 ist in Deutschland erstmals seit zwei Jahren wieder mehr Strom durch konventionelle Energieträger erzeugt worden als durch erneuerbare. Weniger Wind sorgte dafür, dass die Stromerzeugung durch Windkraft um 29,2 Prozent einbrach, wie das Statistische Bundesamt am Freitag mitteilte. Damit sank die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien zwischen Januar und März um 17,0 Prozent binnen Jahresfrist, während die Erzeugung aus Kohle, Erdgas & Co um 19,3 Prozent zulegte.
Insgesamt wurden im ersten Quartal 119,4 Milliarden Kilowattstunden Strom produziert und in das Netz eingespeist. Dies waren 1,9 Prozent weniger Strom als Anfang 2024. Etwas mehr als die Hälfte des inländisch erzeugten Stroms (50,5 Prozent) stammte aus fossilen Energieträgern, nach 41,5 Prozent vor einem Jahr.
Stromerzeugung aus Solar legt zu
Trotz des Rückgangs bei den erneuerbaren Energien insgesamt war Windkraft im ersten Quartal mit einem Anteil von 27,8 Prozent weiter der wichtigste Energieträger zur Stromerzeugung – knapp vor Kohle mit 27,0 Prozent. Erdgas kam mit 20,6 Prozent auf deutlich mehr als im Vorjahr. Die Stromerzeugung aus Photovoltaik kletterte um gut ein Drittel und kam auf einen Anteil von 9,2 Prozent am gesamten Strommix. Biogas liegt bei 6,1 Prozent, Wasserkraft bei 3,8 Prozent.
Im ersten Quartal stiegen Deutschlands Stromimporte um 14,9 Prozent auf 19,3 Milliarden Kilowattstunden. Die Stromexporte sanken dagegen um drei Prozent auf 16,2 Milliarden Kilowattstunden.
L’Express, 4 juin
“On leur a tout appris et ils nous ont dépassés” : la Chine relance la bataille mondiale du nucléaire
Energie. En réactivant leur filière civile, les Etats-Unis espèrent contrer les ambitions de la Chine. Mais ils ont pris du retard. Comme la France.
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Insaisissable Donald Trump. On le savait ardent défenseur des énergies fossiles, poussant l’extraction de gaz et de pétrole jusqu’à l’absurde. Et voilà qu’il devient le chevalier blanc d’une filière nucléaire américaine en déclin. Le 23 mai, son administration a publié plusieurs décrets encourageant le recours à l’atome sur le plan civil. Selon plusieurs experts de l’énergie, il s’agit du plan de relance le plus ambitieux depuis que Dwight Eisenhower a prononcé son fameux discours “Des atomes pour la paix” devant l’Assemblée générale des Nations unies en 1953.
Les textes de Trump, non soumis au vote des élus, prévoient de quadrupler la puissance du parc nucléaire américain, le faisant bondir de 100 gigawatts (GW) aujourd’hui à 400 GW d’ici à 2050, en accélérant le rythme de construction des réacteurs. La Commission de réglementation nucléaire (NRC) disposera désormais d’un délai maximum de dix-huit mois pour statuer sur les demandes de licence, qui prenaient habituellement plusieurs années. Si besoin, le secrétaire américain à l’Energie pourra même contourner les autorités requises pour approuver la conception de réacteurs avancés. Un “game changer” dans le déploiement des petits réacteurs modulaires (SMR), explique-t-on dans le camp républicain.
Les décrets se penchent également sur l’extraction et l’enrichissement de l’uranium. Deux points de vulnérabilité des Etats-Unis, qui importent plus de 20 % de leur combustible enrichi depuis la Russie. Désormais, ces activités sensibles seront réalisées – dans la mesure du possible – par des entreprises américaines.
Surchauffe énergétique
La filière n’en attendait pas autant de la part d’un président qui soufflait plutôt le froid depuis le début de son second mandat. A peine élu, Donald Trump avait pris les défenseurs de l’atome à rebrousse-poil en exigeant un réexamen de tous les crédits prévus par l’Inflation Reduction Act de 2022. Cette décision avait notamment gelé l’octroi d’une garantie de prêt de 1,5 milliard de dollars destinée au redémarrage de la centrale nucléaire de Palisades, dans le Michigan, et stoppé net le versement de plusieurs milliards de dollars de subventions destinés à deux projets de réacteurs nucléaires avancés : l’un dans le Wyoming, développé par la société TerraPower, et l’autre au Texas, porté par la start-up X-energy.
Six mois plus tard, le président annonce donc en grande pompe la renaissance de la filière. Comment expliquer un tel revirement? D’abord en raison du mur énergétique qui menace les perspectives économiques du pays. Outre-Atlantique, la consommation d’énergie devrait battre de nouveaux records en 2025 et 2026, tirée par le développement de l’intelligence artificielle et le minage intensif des cryptomonnaies. Dans plus de la moitié des Etats, la capacité de stockage des data centers va doubler à court terme. “Les Etats-Unis ont compris que, pour faire fonctionner ces installations qui servent de socle à la puissance des géants de la tech, il leur faut autre chose que des éoliennes et des panneaux solaires”, décrypte Jean-Jacques Nieuviaert, ancien d’EDF et président de la Société d’études et de prospective énergétique.
Contribuant à la surchauffe, la demande d’électricité augmente aussi fortement dans d’autres secteurs, comme la fabrication de semi-conducteurs ou de batteries. “Le large consensus politique en faveur de la réindustrialisation de l’économie américaine s’apprête à stimuler la croissance des filières à forte intensité énergétique, comme l’exploitation minière et la métallurgie”, prévient une note récente du Centre pour les études stratégiques et internationales (CSIS), un think tank basé à Washington.
Dix à quinze ans d’avance
Mais au-delà de ces considérations économiques, une autre raison pousse clairement l’Amérique dans les bras du nucléaire : l’avance prise par la Chine. Les décrets signés par Donald Trump résument le problème en quelques chiffres : depuis 1978, la Commission de réglementation américaine n’a approuvé que cinq nouveaux réacteurs, dont deux seulement ont été construits. A titre de comparaison, entre 1954 et 1978, les Etats-Unis avaient autorisé le déploiement de 135 réacteurs nucléaires civils! Ce déclin de la filière a laissé le champ libre aux concurrents sur la scène internationale : 87 % des réacteurs nucléaires installés dans le monde depuis 2017 sont d’inspiration russe ou chinoise. Intolérable pour l’administration Trump qui sait bien qu’avec sa maîtrise technologique, la Chine peut nouer des liens avec une multitude de pays et accroître fortement son influence.
“On estime que la Chine possède dix à quinze ans d’avance sur les Etats-Unis en matière d’énergie nucléaire”, confie Stephen Ezell, vice-président de la Fondation pour les technologies de l’information et l’innovation (Itif), un groupe de réflexion basé à Washington. Ironie de l’histoire, les pays occidentaux ont largement contribué à l’émergence du savoir-faire chinois en multipliant les transferts de technologie. Entre 2008 et 2018, le constructeur américain Westinghouse a signé plusieurs accords avec Pékin, lui permettant d’exploiter la licence de son réacteur AP1000. “Des milliers de documents sur la conception de la centrale nucléaire ont atterri en Chine”, souligne Stephen Ezell. Il ne s’agissait pas uniquement d’un transfert volontaire. “Ce que la Chine n’a pas pu obtenir, elle l’a tout simplement volé”, dénonçait l’ancien représentant au Commerce des Etats-Unis, Robert Lighthizer, dans un livre sorti il y a deux ans. En 2010, par exemple, des pirates informatiques de mèche avec l’armée chinoise avaient pénétré les systèmes informatiques de Westinghouse et raflé des informations techniques confidentielles, faisant la Une sur la chaîne d’information CNN.
“On leur a tout appris”
“Les réacteurs chinois d’aujourd’hui sont également inspirés des technologies française, canadienne et russe”, complète Dominique Grenêche, docteur en physique nucléaire et membre de PNC-France (Patrimoine nucléaire et climat). Moins diplomate, un ancien ingénieur d’EDF lâche, amer : “On leur a tout appris et ils nous ont dépassés.” La Chine est désormais en mesure de livrer un réacteur en quatre ans, quand le chantier de l’EPR de Flamanville, qui a essuyé les plâtres puisqu’il s’agissait d’un premier de série, a duré dix-sept années. Le tout, pour un prix deux ou trois fois moindre qu’en Occident. Mieux : son réacteur le plus récent, baptisé Hualong 1, est réalisé entièrement à partir de composants chinois.
“Ils ont su optimiser et simplifier leurs modèles, tout en gardant un bon niveau de sûreté. De plus, ils bénéficient du fameux effet de série permettant de réduire les coûts”, explique Dominique Grenêche. En France, cet avantage ne devrait se manifester qu’à partir du cinquième EPR2, calculent les experts d’EDF. En Chine, il joue déjà à plein puisque le gouvernement a prévu de construire 150 unités entre 2020 et 2035! Pékin soutient également le secteur à grands coups de subventions. “Résultat, le prix de l’énergie nucléaire en Chine avoisine les 70 dollars par mégawattheure (MWh), contre 105 dollars aux Etats-Unis et 160 dollars dans l’Union européenne”, indique Stephen Ezell.
Jusqu’ici, cet écart de compétitivité importait peu car la Chine privilégiait son marché intérieur. En dehors de quelques contrats signés en Argentine et au Pakistan, elle ne semblait pas pressée de pousser ses pions à l’international. Mais le vent tourne. “La Chine ne manque pas d’ambition en matière d’exportation”, poursuit l’expert américain de l’Itif. Pékin s’est fixé comme objectif de vendre 30 réacteurs nucléaires aux pays partenaires de ses nouvelles routes de la soie, ce projet pharaonique visant à relier économiquement la Chine à l’Europe, par un vaste réseau routier et ferroviaire. Des contrats qui pourraient lui rapporter près de 150 milliards de dollars d’ici à 2030.
Le directeur chinois de l’administration chargée de l’énergie se gargarise déjà de cette percée, en rappelant que la vente à l’étranger d’une seule centrale nucléaire équivaut à l’exportation d’un million de Volkswagen Santana, un modèle introduit sur le marché chinois dans les années 1980. Signe qu’elle entend peser sur le marché mondial, la Chine a mis en place un programme de bourses pour former des centaines d’ingénieurs dans plusieurs pays partenaires. Des spécialistes de la technologie Hualong, bien sûr.
“Pékin suit toujours la même stratégie : il développe en priorité des technologies pour son marché intérieur avant d’attaquer l’export. A chaque fois, les dégâts pour la concurrence sont considérables”, observe Jean-Jacques Nieuviaert. Il y a cinq ans, l’Europe dominait largement le segment des fabricants d’éoliennes. Désormais, il ne lui reste plus qu’un seul gros acteur, en difficulté financière. “D’ici une dizaine d’années, on devrait sentir pleinement les effets de la domination chinoise dans le nucléaire civil”, prédit Jean-Jacques Nieuviaert. A ce moment-là, qui pourra encore lui résister?
Pour les conseillers de Donald Trump, la messe n’est pas encore dite. Selon eux, la Chine ne pourra pas dupliquer comme elle l’entend son organisation à l’étranger. Des lourdeurs administratives et réglementaires viendront inévitablement compliquer les chantiers. “Par exemple, la Corée du Sud a vendu à la République tchèque des délais de chantier raccourcis pour ses futurs réacteurs. Or on sait très bien que la réalité sera différente”, souligne un bon connaisseur.
Trop mauvais pour l’image
Si la Chine peut espérer se faire une place en Afrique, en Asie ou en Amérique latine, ses perspectives de développement semblent, par ailleurs, plus limitées en Occident, pour des raisons politiques. Il était prévu qu’elle installe l’un de ses Hualong 1 sur le chantier de Hinkley Point C en Angleterre. Finalement, le projet a capoté. “Acheter chinois, c’était trop mauvais pour l’image”, résume un expert, sans parler des risques d’ingérence dans le fonctionnement du réacteur.
Certains spécialistes s’émeuvent déjà de la présence d’onduleurs chinois sur le réseau électrique européen. Ces composants, par lesquels transite l’énergie provenant des panneaux solaires, peuvent être désactivés à distance, au risque de provoquer un black-out. Alors, imaginer un réacteur nucléaire entièrement chinois sur le sol européen…
“Les Etats-Unis n’hésiteront pas à exercer des pressions géopolitiques afin de réduire l’influence grandissante de la Chine. Mais pour cela, ils devront proposer des alternatives crédibles”, insiste Stephen Ezell. Plus facile à dire qu’à faire. “Sur les gros réacteurs, les Etats-Unis sont dans la même situation que nous, ils ont trop peu construit ces dernières décennies. Résultat : une partie de leur tissu industriel a disparu”, confirme Dominique Grenêche. Et l’expert de rappeler le gouffre financier du dernier chantier outre-Atlantique : la paire de réacteurs Vogtle 3 et 4 a coûté 32 milliards de dollars. Bien plus que Flamanville!
Sur les réacteurs de petite taille, en revanche, les Américains partent avec plus d’atouts, car les start-up foisonnent. Mais déjà, les Cassandre se font entendre. “Réduire l’indépendance de la NRC pourrait conduire à un déploiement précipité de réacteurs avancés présentant des failles de sécurité”, s’est inquiété il y a quelques jours Ernest Moniz, l’ancien secrétaire à l’Energie de Barack Obama.
“Il y aura des essais et des erreurs, les SMR ne seront pas opérationnels tout de suite”, indique le rapport du CSIS. Par ailleurs, la prolifération de ces installations posera la question du stockage des déchets nucléaires et celle des coûts environnementaux liés l’extraction de l’uranium. Le plan de Donald Trump exige non seulement des investissements importants mais également l’acceptation du public. Le président saura vite à quoi s’en tenir : la mise en service de certains modèles expérimentaux est annoncée pour juillet 2026! “Rien de tout cela ne va se produire rapidement”, tempère Robert Bryce. Pour s’en convaincre, ce journaliste américain, auteur de nombreux livres sur l’énergie, regarde vers l’Europe, région du monde qui paie son gaz naturel relativement cher, contrairement aux Etats-Unis. “Elle dispose donc d’une bonne raison financière pour construire de nouvelles centrales nucléaires, note-t-il. Et pourtant, elle tergiverse.”
Une chose est sûre néanmoins : avec l’arrivée de la Chine sur les marchés internationaux et la montée en puissance des Etats-Unis, l’horizon va encore se rétrécir pour les EPR français. “Il y a des signes qui ne trompent pas : les réacteurs les plus demandés dans le monde sont des modèles moins puissants et plus simples que les nôtres”, déplore Jean-Jacques Nieuviaert. Faudra-t-il faire machine arrière après avoir autant investi pour développer nos grosses unités? “La politique énergétique chinoise a été extrêmement bien pensée, soupire l’expert. Cela fait une vingtaine d’années qu’ils montent en puissance sur le nucléaire”. La France et les Etats-Unis ont préféré les coups d’accordéon. Au risque de jouer de plus en plus faux dans le concert mondial de l’atome.
Neue Zürcher Zeitung, 28 mai
Die deutsche «Energiewende» ist nationaler Egoismus in grünem Gewand
Deutschland verfolgt ehrgeizige Klimaziele, doch die Energieversorgung des Land sichern immer öfter die Nachbarn. Höchste Zeit für eine Kurskorrektur.
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Neue Zahlen, altes Problem: Der Netzbetreiber TransnetBW legt am diesem Dienstag Daten zur Versorgungssicherheit in Deutschland vor. Wieder einmal, muss man sagen. Denn solche Auswertungen gab es bereits in der Vergangenheit – und fast alle kamen zu einem ähnlichen Schluss: Es ist schlecht bestellt um die deutsche Energieversorgung.
Vermutlich wird es auch dieses Mal eine Warnung geben – vor Engpässen, vor Dunkelflauten, vor dem, was im hiesigen Stromnetz passiert, wenn die Sonne nicht scheint und der Wind eine Pause einlegt. Die zentrale Frage ist dabei nicht nur, ob Deutschlands Stromversorgung gesichert ist. Sondern auch: wer sie am Ende sichert.
Denn es sind nicht nur deutsche Kraftwerke, die einspringen, wenn das Netz unter Druck gerät, sondern immer häufiger die der europäischen Nachbarn. Im Jahr 2024 importierte Deutschland 67 Terawattstunden Strom, so viel wie nie zuvor.
Während Berlin sich also ambitionierte Klimaziele setzt, tragen andere Länder die operative Verantwortung mit. Die deutsche Energiewende: Sie ist national ehrgeizig und international rücksichtslos. In seinem Streben, so schnell wie möglich auf erneuerbare Energien umzusteigen, achtet Deutschland zu wenig auf die Auswirkungen für seine europäischen Partner.
Schweden zahlt drauf, Belgien wird belehrt
Der schwedischen Energieministerin Ebba Busch platzte deshalb bereits im vergangenen Winter der Kragen: «Ich bin wütend auf die Deutschen», wetterte sie. Kein Wunder, Deutschlands Dunkelflauten treiben die Preise im Süden Schwedens regelmässig in die Höhe, weil Strom dem eigenen Netz entzogen wird. Solidarität? Das Wort führen deutsche Politiker gern im Mund. Aber die Praxis ist oft einseitig.
Auch Belgien trägt zur Stabilität im deutschen Stromnetz bei, braucht aber nicht auf Dankbarkeit zu hoffen. Als das belgische Parlament jüngst beschloss, den Atomausstieg des Landes rückgängig zu machen und die Laufzeiten seiner Reaktoren zu verlängern, reagierte das deutsche Umweltministerium mit öffentlichem Bedauern.
Zur Begründung hiess es, die Risiken der Atomkraft machten an Landesgrenzen nicht halt. Dabei ist es gerade diese Energie, auf die sich Deutschland in kritischen Phasen stützt.
Und schliesslich: die Schweiz. Der Stromversorger AET hat Deutschland vor einem internationalen Schiedsgericht verklagt. Der Grund: Die deutsche Regierung will das Kohlekraftwerk Lünen, an dem AET beteiligt ist, vorzeitig abschalten. Für AET bedeutet das einen hohen finanziellen Verlust, weil sich die Investition nicht amortisieren lässt.
Drei Länder, drei Konflikte, ein Muster: Deutschlands Energiewende war nie europäisch gedacht. Sie ist nationaler Egoismus im grünen Gewand.
Ein leiser Kurswechsel?
Immerhin, mit der neuen Wirtschaftsministerin Katherina Reiche im Amt deutet sich zumindest ein zögerliches Umdenken an. «Wir werden unsere Energiepolitik einem Realitätscheck unterziehen», sagte sie in ihrer ersten Bundestagsrede. Damit rückte die Christlichdemokratin und frühere Energiemanagerin das Thema Versorgungssicherheit demonstrativ in den Mittelpunkt. Erstmals seit Jahren tönt es aus dem Wirtschaftsministerium in Berlin nicht nach moralischem Absolutismus, sondern nach Pragmatismus.
Es wäre höchste Zeit. Eine «Energiewende», die im Inland von vielen gefeiert, aber in Warschau, Stockholm oder Bern mit Kopfschütteln quittiert wird, ist nicht zukunftsfähig. Weder politisch noch wirtschaftlich.
L’Express, 22 mai
Europe : le retour en grâce de l’atome, par Eric Chol
Edito. Plusieurs capitales ont récemment changé d’avis sur le nucléaire, saluant ainsi ses qualités de décarbonation.
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C’est une victoire plus que méritée. Celle que vient de remporter la France face à l’Allemagne à Bruxelles, cette dernière acceptant enfin de traiter l’énergie nucléaire à égalité avec le solaire ou l’éolien, rapporte le Financial Times du 19 mai. Paris peut dire merci au chancelier Friedrich Merz, en rupture avec l’entêtement de ses prédécesseurs à jeter le nucléaire aux orties. Une position qui remonte à 2011, lorsqu’Angela Merkel annonça la sortie du nucléaire, au lendemain de l’accident de la centrale de Fukushima.
Les réacteurs français n’avaient alors qu’à bien se tenir, tant l’époque était au “nucléaire bashing”. Trop cher, trop sale, trop dangereux… Le chancelier Scholz a, quant à lui, définitivement enterré l’atome civil allemand, avec l’arrêt des trois dernières centrales en activité (2024), alors qu’au même moment, les prix du gaz flambaient, sous l’effet de la guerre en Ukraine.
Le confort du nucléaire, gage de stabilité
Paris peut se réjouir du revirement allemand. Celui-ci n’est en réalité qu’une demi-surprise. D’abord parce que le chancelier Merz entend montrer sa bonne volonté aux dirigeants français, surtout au moment où s’esquisse un débat sur l’extension du bouclier nucléaire français au reste de l’Europe. Ensuite, parce que les Allemands ont fait leurs comptes : la politique de transition énergétique, baptisée “die Energiewende”, consistant à arrêter entièrement le nucléaire pour miser sur le solaire, l’éolien ou la biomasse, s’est révélée coûteuse et peu efficace. Une étude réalisée par le chercheur norvégien Jan Emblemsvåg, publiée en 2024 dans International Journal of Sustainable Energy, a comparé deux scénarios : celui retenu par le gouvernement allemand depuis vingt ans et celui d’un maintien en activité des centrales nucléaires. Sa conclusion est sans appel : “Dans l’ensemble, la politique alternative consistant à maintenir les centrales nucléaires existantes en 2002 et à en construire de nouvelles aurait permis de réduire les dépenses de moitié et l’Allemagne aurait atteint ses objectifs climatiques dans le même temps.”
Ce retour en grâce de l’atome civil s’étend partout en Europe. A mesure que les pays qui militaient hier encore pour le tout énergie renouvelable s’aperçoivent : 1/que l’énergie solaire est trop aléatoire, ne fonctionnant par définition pas la nuit mais trop à certains moments de la journée 2/que les éoliennes ne tournent pas quand il n’y a pas de vent, ils redécouvrent le confort du nucléaire, gage de stabilité. Si on ne connaît pas encore les causes exactes du black-out récent dans la péninsule ibérique, le choix de Madrid – reconfirmé par le gouvernement de démanteler les centrales nucléaires espagnoles – risque d’être débattu, précisément pour cette quête de stabilité.
Le Danemark et la Belgique viennent, eux, de faire le choix de reconsidérer le nucléaire, banni pendant plusieurs années. Une nouvelle ère s’ouvre en Europe. Preuve que la France, quand elle opta pour le “tout nucléaire, tout électrique”, sous l’impulsion de Marcel Boiteux, père du parc électronucléaire français, ne s’était pas totalement trompée.
The Economist, 21 mai
Supercharger : China’s battery giant eyes world domination
CATL’s blockbuster listing will power its expansion
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Set amid a backdrop of lush rolling hills and marshy lakes, Ningde is an unassuming company town on the south-eastern coast of China, lined with low-rise buildings and apartment blocks. One structure stands out: a gleaming rectangular tower with a gently curving glass facade, which bears an uncanny resemblance to a giant lithium-ion battery pack.
This is the headquarters of the world’s largest battery-maker, CATL, whose products power a third of the world’s electric vehicles (EVs), and a similar share of energy-storage systems for grids. The meteoric rise of the company, founded in 2011, has lifted the economic output of Ningde, the hometown of its boss, Robin Zeng, above that of Estonia or Uganda.
On May 20th CATL raised almost $5bn in a secondary listing in Hong Kong, making it the largest share offering so far this year. Investors raced to get their hands on the stock, sending its price up by 16%. The sum is a small fraction of the $160bn market capitalisation of the firm, which first listed its shares in Shenzhen in 2018. But the Hong Kong offering is a clear statement of intent: not satisfied with dominance at home, China’s battery behemoth plans to spread across the globe.
CATL is already by far the largest firm in its industry. Its production volume is more than double that of BYD, its closest competitor, which has the advantage of being the world’s biggest maker of EVs (see chart 1). CATL’s 11 manufacturing sites across China cover nearly 20m square metres between them. The company, which employs over 100,000 people, also owns lithium mines and an offshore wind farm.
Its scale and vertical integration have driven down costs and lowered prices. Although revenue fell by 10% last year, to 362bn yuan ($50bn), net profit rose by 16%, to 52bn yuan, delivering a healthy margin of 14% (see chart 2). Rivals have struggled to keep up. LG Energy Solution of South Korea, CATL’s biggest competitor outside China, made a net loss last year.
Now the battery giant is looking to strengthen its position abroad. Exclude China, and LG Energy Solution was narrowly ahead last year on sales volumes, according to UBS, a bank. But CATL is fast catching up: last year it generated 30% of its revenue abroad, up from less than 4% in 2018. Its carmaking customers include BMW, Mercedes and Toyota. The company also powers grid-storage systems in Nevada and Texas, and recently announced the world’s biggest energy-storage project in the United Arab Emirates.
In order to be closer to its customers, CATL is expanding its manufacturing footprint. At present, its production capacity is almost entirely in China, which makes around 85% of the world’s batteries. In 2023 CATL opened its first overseas factory, in Germany. About 90% of the proceeds from its Hong Kong listing will be used to fund the construction of its next, in Hungary, which is due to start production this year. In December CATL also announced a joint venture with Stellantis, another carmaker, to build a battery factory in Spain, which aims to start production by the end of next year. (Exor, the largest shareholder in Stellantis, owns a stake in The Economist’s parent company.)
At the same time, CATL is continuing to push the boundaries of battery technology. It spent $2.6bn on research and development last year, more than triple the amount invested by LG Energy Solution. In April it unveiled a battery that can provide 520km (323 miles) of driving with five minutes of charging, stealing the thunder of BYD, which a month before announced it had developed one that can do 400km on the same charge time.
“The PhDs”, as CATL’s renowned research unit is referred to internally, work across the business. Some focus on fundamental battery chemistry. Others concentrate on improving the manufacturing process, much of which is performed by robots. Others still collaborate with suppliers and customers to develop new products. The company has more than 40,000 granted or pending patents.
What could short-circuit CATL’s global ambitions? One risk is China-bashing politicians in America, who have been less welcoming than their counterparts in Europe. The country accounted for less than 6% of CATL’s sales last year, and represents an important growth opportunity. In January the company was placed on a blacklist by America’s defence department over alleged ties to China’s military, which CATL has described as “a mistake”. Although the designation has had few immediate consequences for the company, it may make it harder to lure American customers. Last year CATL batteries used by Duke Energy, an American utility, to help power a military base in North Carolina were decommissioned under pressure from lawmakers. In April American politicians asked banks including JPMorgan Chase and Bank of America to halt their work on CATL’s Hong Kong listing. (They ignored the request.)
A second risk is decelerating demand for EVs in the West. Their sales continue to power ahead in China, but are slowing in America and have stalled in Europe, owing to weakening consumer sentiment and a reduction in subsidies.
Nevertheless, CATL has plenty of room for further expansion. It is licensing its technology to others, including Ford in America. Faced with uncertainty in the EV market, it is also expanding its higher-margin energy-storage business. This accounted for 16% of revenue last year, up from less than 1% in 2018 (see chart 3). Sales volumes have risen in tandem with global renewable-energy capacity. This month the company announced a giant battery system designed to support power-hungry artificial-intelligence data centres; it stacks vertically, to minimise the space required. The firm is also branching into batteries for trucks and ships: “We want to electrify whatever can be electrified,” says an executive. China’s battery giant shows no sign of losing power. ■
https://www.economist.com/business/2025/05/20/chinas-battery-giant-eyes-world-domination
The Guardian, 15 mai
Denmark rethinking 40-year nuclear power ban amid Europe-wide shift
Government to analyse potential benefits of new generation of reactors
Full text :
Denmark is reconsidering its 40-year ban on nuclear power in a major policy shift for the renewables-heavy country.
The Danish government will analyse the potential benefits of a new generation of nuclear power technologies after banning traditional nuclear reactors in 1985, its energy minister said.
The Scandinavian country is one of Europe’s most renewables-rich energy markets and home to Ørsted, the world’s biggest offshore wind company. More than 80% of its electricity is generated from renewables, including wind, biofuels and solar, according to the International Energy Agency.
But Denmark may begin investing in modular nuclear reactors too, Lars Aagaard, the energy and climate minister, suggested.
Aagaard told the Danish newspaper Politiken: “We can see that there is a development under way with new nuclear power technologies – small, modular reactors. But it’s not enough that they have potential. We also need to know what it means for Danish society if we are to enable these technologies.”
The country’s decision to reconsider nuclear power has emerged as interest in new nuclear reactor designs has picked up across Europe, alongside plans to extend the lifespan of the continent’s existing reactors.
Denmark’s former prime minister Anders Fogh Rasmussen told the Financial Times on Wednesday he supported lifting the “ridiculous” ban on nuclear power.
“Wind and solar are good as long as you have wind and sunshine. But you have to have a non-fossil base-load and it’s ridiculous to exclude nuclear power in advance. My guess is that this is a process [from the government] towards lifting the ban,” he said.
Renewed European interest in nuclear power is in part because of an expected increase in demand for low-carbon electricity to decarbonise transport, industry and home heating in the decades ahead.
The developers of small modular reactor designs, which can be built in factories and assembled on site, have promised lower costs and shorter construction times than traditional large-scale reactors.
Nuclear power has also won the backing of tech companies, including Google, which are interested in using small modular nuclear reactors to supply their energy-hungry datacentres with consistent 24-hour electricity.
Spain, widely considered anti-nuclear, is understood to be reconsidering plans to shut down its seven nuclear reactors in the next decade after a massive power outage across the Iberian peninsula last month.
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In Germany, which banned nuclear power in 2022, the debate over whether to restart its reactors has been reignited after the halt in Russian gas imports that year underlined its heavy reliance on gas power plants.
Meanwhile, the UK, France and Belgium have agreed to extend the life of existing nuclear reactors to help meet the growing demand for low-carbon electricity to decarbonise their economies.
France hopes to build another six reactors to rejuvenate its ageing fleet, and late last year connected the Flamanville 3 nuclear reactor to its grid, the first addition to its nuclear power network in 25 years.
The UK is building the Hinkley Point C nuclear power plant in Somerset, England, and expects to set out plans to develop small modular reactors in the coming months, alongside deciding whether to invest in the embattled Sizewell C nuclear project.
In Denmark, Ørsted has struggled in the face of high inflation, supply-chain disruption and higher interest rates, forcing it to cut jobs and delay or cancel projects. Last week, it cancelled one of the UK’s largest offshore windfarms, Hornsea 4, off the Yorkshire coast, saying soaring costs meant it no longer made economic sense.
L’Opinion, 14 mai
Quelle place en France pour les mini-réacteurs nucléaires ?
Le dernier conseil de politique nucléaire du 17 mars a confirmé l’objectif d’aboutir à la mise en service d’un démonstrateur au début de la décennie 2030
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Selon une étude réalisée par E-Cube pour le compte de la Société française d’énergie nucléaire (Sfen), la moitié nord de l’Hexagone est potentiellement la plus concernée par le développement à venir des petits réacteurs modulaires, SMR et AMR.
A L’OMBRE DU DÉBAT sur le financement des futurs EPR2, le développement des petits réacteurs nucléaires, SMR et AMR, poursuit son chemin. Dans le cadre de France 2030, le gouvernement a bouclé l’an dernier la sélection d’une dizaine de projets, soutenus dans leur phase initiale pour un montant de 130 millions d’euros. Ils sont aujourd’hui en phase 2 (dédiée à la « preuve de concept »), toujours fnancièrement accompagnés par l’Etat. Mais pour quel marché potentiel ?
Conçus pour être produits en série, ces « réacteurs de poche » d’une puissance comprise entre 20 et 300 MW (contre 1650 MW pour un EPR), sont destinés à décarboner plus facilement villes et industries. Par exemple, la capitale fnlandaise qui souhaite stopper ses centrales à combustion et se convertir au chaufage urbain nucléaire, a récemment mis une option sur Calogena, le projet développé par le groupe industriel Gorgé. Ce marché potentiel se chifre à 1,5 milliard d’euros pour une quinzaine de SMR à déployer dans la région d’Helsinki au tournant de la décennie. Cela confrme à la fois les besoins concrets auxquels ces installations peuvent répondre, et la pertinence des choix technologiques du français, dont l’ambition est de construire un premier réacteur à l’horizon 2030.
Mais l’exportation ne sera pas le seul débouché de ce savoir-faire. Une étude commandée à E-Cube par la Sfen, la Société française d’énergie nucléaire, a cherché à évaluer les perspectives des besoins tricolores pour les petits réacteurs en cours de conception, qui produiront de la chaleur et/ou de l’électricité. Certains marchés « sont à forte matérialité, c’est le cas des réseaux de chaleur sur des sites déjà existants, ou de la production de vapeur industrielle, commente Philippe Abiven, associé chez E-Cube. D’autres sont plus prospectifs, mais avec un potentiel important. Celui de la capture du carbone ou de l’électrolyse à haute température, notamment », explique-t-il. Compte tenu d’un certain nombre de paramètres (niveau de température de la chaleur produite, taille minimale du site ou du cluster considéré, caractère remplaçable ou non des technologies en place…), l’étude chifre à 100 TWh par an à l’horizon 2050 le besoin d’énergie thermique techniquement adressable par les SMR/AMR, soit 250 unités de 50MW (puissance moyenne indicative).
L’essentiel du parc serait concentré dans des clusters industriels, principalement du nord et de l’est de la France, ainsi que dans les régions du Havre, de Fos-sur-Mer et dans la vallée de la chimie, anticipe E-Cube. En matière de décarbonation des réseaux de chaleur, la région parisienne serait la première concernée parmi une vingtaine de clusters répartis là aussi principalement dans la moitié nord du pays.
Balbutiements. Concernant la production d’électricité, le dernier scénario de RTE, le gestionnaire du réseau de transport de cette énergie, prévoit que les SMR en fourniront 27 TWh par an en 2050. Ils pourraient servir des besoins locaux. C’est ce que laisse entrevoir le protocole d’accord signé il y a deux mois entre la plateforme européenne de datacenters Data4 et l’énergéticien américain Westinghouse. L’objectif est d’étudier le déploiement d’un SMR dans l’un des futurs centres de données de Data4 sur le Vieux Continent, vers 2030. Ce que les ingénieurs français seront tout aussi capables de proposer à d’autres clients.
L’étude réalisée par E-Cube se concentre exclusivement sur ce qui devrait être techniquement possible, en revanche « la question de l’acceptabilité de l’installation de mini-réacteurs nucléaires se posera dans les villes », souligne Philippe Abiven. Imagine-t-on Paris trufé de SMR ? En matière de réseau de chaleur, la distance entre les sources de production et de consommation est assez proche, entre 1 et 25 kilomètres maximum. C’est différent en matière d’électricité, puisqu’elle peut être injectée sur le réseau de transport national. La Sfen recommande aux collectivités locales engagées dans la décarbonation de leur territoire d’organiser dès à présent des concertations avec l’ensemble des parties prenantes sur la place potentielle des solutions SMR/AMR dans leur planifcation énergétique territoriale.
Si l’Agence de l’OCDE pour l’énergie nucléaire (AEN) recense près de 80 concepts de petits réacteurs innovants (SMR/AMR) dans le monde, leur développement en est encore aux balbutiements. Le mois dernier, Ontario Power Generation (OPG) a reçu le premier permis de construire d’un SMR au Canada. Aux Etats-Unis, l’exploitant nucléaire Tennessee Valley Authority (TVA) espère mettre en service le premier mini-réacteur du pays en… 2033.
https://www.lopinion.fr/economie/quelle-place-en-france-pour-les-mini-reacteurs-nucleaires
Frankfurter Allgemeine Zeitung, 11 mai
Zu hohe Kosten: Ørsted stoppt großen Nordsee-Windpark
Der dänische Weltmarktführer für Offshore-Windkraft hat seit 2021 fast 80 Prozent seines Börsenwerts verloren. Probleme gibt es an allen Ecken und Enden.
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Es ist der nächste Rückschlag für die Windkraftbranche: Ørsted, der weltgrößte Entwickler von Offshore-Windparks, hat die Arbeiten an seinem Projekt Hornsea 4 in der Nordsee vor Großbritannien gestoppt und nennt als Gründe „ungünstige makroökonomische Entwicklungen“, Lieferkettenprobleme und Kosten. Das riesige Feld im Meer vor der Küste von Yorkshire mit bis zu 180 Windrädern hätte vor 2030 fertiggestellt werden sollen und mit 2,4 Gigawatt Kapazität elektrischen Strom für mehr als eine Million Haushalte produzieren, so die Planung. Doch das dänische Windenergieunternehmen teilte nun mit, dass die Rechnung nicht mehr aufgehe.
„Ungünstige makroökonomische Entwicklungen, anhaltende Herausforderungen in der Lieferkette und erhöhte Ausführungs-, Markt- und Betriebsrisiken haben die Wertschöpfung untergraben“, sagte der neue Ørsted-Vorstandsvorsitzende Rasmus Errboe, der im Februar den glücklosen Vorstandschef Mads Nipper abgelöst hat. Final abgesagt ist Hornsea 4 noch nicht. Errboe fügte hinzu, dass Ørsted die Lizenz für die Entwicklungsrechte an dem Meeresfeld behalten und gegebenenfalls später das Projekt weiterentwickeln werde, wenn es mehr Wert für die Aktionäre bringen könnte. Für den Abbruch der Arbeiten wird Ørsted eine Wertberichtigung von 3,5 bis 4,5 Milliarden Kronen (460 bis 600 Millionen Euro) verbuchen. Die Aktie reagierte leicht negativ auf die Nachrichten.
Der Stopp von Hornsea 4 steht in einer Reihe von abgesagten großen Windprojekten, unter anderem in den USA vor der Küste von New Jersey, die Ørsted in den letzten Jahren mehrere Milliarden Verluste beschert haben. Der Aktienkurs des Unternehmens ist seit Jahresbeginn um gut 20 Prozent gefallen. Seit dem Rekordwert im Jahr 2021 hat das Windenergieunternehmen fast 80 Prozent seines Börsenwerts eingebüßt. In den USA hat Präsident Donald Trump ein Moratorium gegen neue Windprojekte entlang der amerikanischen Küsten verhängt und dies mit ökonomischen und ökologischen Fragen begründet. Auch dies belastet die Branche der Offshore-Windentwickler. RWE -Vorstandschef Markus Krebber hatte vor wenigen Tagen mitgeteilt, die Offshore-Aktivitäten des Konzerns in dem Land vorerst zu stoppen.
Auch Equinor, der norwegische Energieriese, hat seine Pläne zum Ausbau der Windkraft in erheblichem Maße gekürzt und dies vor allem mit den gestiegenen Kosten begründet. Der Staatskonzern kündigte im April an, die Arbeit am Empire-Wind-I-Projekt vor Long Island im Bundesstaat New York auf Anordnung des US Bureau of Ocean Energy Management (BOEM) zu suspendieren. Auch einige Projekte von Ørsted in den USA sind deutlich verspätet, dies hat dreistellige Millionenverluste gebracht.
Windräder schatten sich gegenseitig den Wind ab
Greenpeace UK nannte den Abbruch der Arbeiten an Hornsea 4 „tragisch“. Das Feld mit Windrädern sollte 69 Kilometer vor der Küste der ostenglischen Grafschaft Yorkshire entstehen, in Nachbarschaft der schon existierenden Windparks Hornsea 1 und 2 und dem gerade gebauten Hornsea 3. Mit dem angekündigten Stopp des Projekts Hornsea 4 setzt Ørsted die britische Regierung unter Druck, die garantierten Einspeisevergütungspreise für Windstrom zu erhöhen. Ørsted betreibt aktuell zwölf Windparks in britischen Gewässern, die sechs Millionen Haushalte mit Strom versorgen.
Großbritannien besitzt Europas größte Windkraftkapazitäten und nach China die höchste Zahl von Windrädern. Die Londoner Regierung will die installierte Kapazität von derzeit etwa 15 Gigawatt auf bis zu 50 Gigawatt im Jahr 2030 ausbauen. Einige Branchenfachleute indes verweisen darauf, dass in der Nordsee ein zunehmendes Problem namens „Wake-Effekt“ entsteht. Damit ist gemeint, dass die immer dichter stehenden Windräderfelder in der Nordsee sich gegenseitig den Wind abschatten und die Windausbeute dadurch geringer wird. Der norwegische Energiekonzern Equinor beklagte sich jüngst, dass ein neues Windpark-Projekt von Wettbewerbern dem existierenden Dudgeon-Offshore-Windpark vor der Küste von Norfolk den Wind wegnehme.
Dudgeon umfasst 67 Windräder. In etwa dreizehn Kilometern Entfernung wollen Wettbewerber wie Corio Generation, Totalenergies und Gulf Energy einen Windpark namens Outer Dowsing mit 1,5 Gigawatt Kapazität errichten. Equinor und auch Ørsted haben formelle Beschwerden eingelegt, dass dieses Projekt zu „Wake-Verlusten“ bei ihren Windparks führe. Es gehe um mehr als 360 Millionen Pfund. Schon wenige Prozent Verlust an Windhöffigkeit – also des durchschnittlichen Windaufkommens an einem Standort – können ein Projekt in die Verlustzone drücken.
Frankfurter Allgemeine Zeitung, 10 mai
Blockierter Netzausbau: Ist Frankreich mitverantwortlich für den Blackout?
Der schlechte Anschluss der Iberischen Halbinsel an Frankreich ist schon seit Jahren eine Achillesferse im europäischen Stromnetz. In Spanien gibt es Unmut über die Pariser Blockade beim Leitungsbau.
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Ist Frankreich mitverantwortlich für den iberischen Blackout? Nach dem stundenlangen Stromausfall in Spanien und Portugal richten sich die Schuldzuweisungen auch an den Nachbarn auf der anderen Pyrenäenseite. Frankreich habe zwar akut geholfen, davor aber seit Jahren den Ausbau der grenzüberschreitenden Leitungen blockiert, lautet der Vorwurf von verschiedenen Seiten. Das habe zur Folge, dass die Iberische Halbinsel sehr mangelhaft an den Rest Europas angeschlossen sei und im Krisenfall nur wenig Strom aus dem Ausland beziehen könne. Der französische Verweis auf die umweltpolitischen Herausforderungen, die der Netzausbau im Gebirge und an der Küste mit sich bringe, sei nur vorgeschoben.
„Jetzt ist der Moment, dass Frankreich sich darüber klar wird, dass die Interkonnektivität auf jeden Fall kommen muss“, mahnte Spaniens Umweltministerin Sara Aagesen, die zugleich stellvertretende Regierungschefin ist, in einem Interview mit der Zeitung „El País“. Sie zeigte sich „überzeugt, dass man die Umweltauswirkungen abmildern kann“. Schon länger ist der Ton zwischen Madrid und Paris in Energiefragen rau. Frankreich zögere mit dem Netzausbau, weil es „keine Konkurrenz für seine Kernenergie durch den billigen Strom aus erneuerbarer Energie von der Iberischen Halbinsel bekommen will“, sagte unlängst Nicolás González Casares, sozialistischer Europaabgeordneter und Berichterstatter der jüngsten EU-Strommarktreform.
In Paris ist man dieser Tage bemüht, den Streit nicht anzuheizen und den Austausch mit Madrid zu suchen. Symbolisch dafür steht ein Gespräch zwischen Aagesen und Frankreichs Industrie- und Energieminister Marc Ferracci von Anfang dieser Woche. Danach versicherten beide Seiten diplomatisch, dass man bei der Suche nach der Ursache des Blackouts zusammenarbeiten und gemeinsam die nötigen Lehren ziehen wolle. „Zum jetzigen Zeitpunkt lassen sich keine voreiligen Schlussfolgerungen zu den Ursachen des Stromausfalls ziehen“, teilte Ferraccis Sprecherin mit. Das Ministertreffen habe zum Ziel gehabt, Erfahrungen auszutauschen und einen Vorfall wie vergangene Woche in Zukunft zu verhindern.
Nicht im französischen Interesse
Im europäischen Stromnetz ist der schlechte Anschluss der Iberischen Halbinsel an Frankreich schon seit Jahren als Achillesferse bekannt. Die Interkonnektivität der Stromerzeugung liegt hier bei weniger als drei Prozent, obwohl das EU-Ziel schon für das Jahr 2020 zehn Prozent lautete. 2030 sollen gar 15 Prozent erreicht werden. Und tatsächlich verzögern neben der herausfordernden Geographie auch divergierende wirtschaftliche Interessen den Bau neuer Stromverbindungen.
Paris blockiere diesen nicht offiziell, aber es gebe nun mal strukturelle Hindernisse, sagt der Energiefachmann Ignacio Urbasos vom spanischen Forschungsinstitut Real Instituto Elcano. „Während Spanien viel gewinnen würde, ist der zusätzliche Nutzen für Frankreich geringer: Frankreich ist bereits gut mit dem übrigen Europa verbunden, und die Verbindung mit Spanien bringt weniger Vorteile. Außerdem stoßen Projekte zur Stromverbindung oft auf heftigen Widerstand in der Bevölkerung“, erklärt Urbasos. Das schwäche die Widerstandsfähigkeit des gesamten europäischen Stromnetzes, da Spaniens erneuerbare Ressourcen so nicht vollumfänglich in der EU genutzt würden.
Auf der anderen Seite der Pyrenäen sieht man die Sache etwas anders. „Aus französischer Sicht haben die Spanier viel zu schnell und unkoordiniert ihre Kapazitäten zur Erzeugung erneuerbaren Stroms ausgebaut, den sie nun exportieren wollen“, berichtet Marc-Antoine Eyl-Mazzega, Energiefachmann am Französischen Institut für Internationale Beziehungen (Ifri). Das sei auf kürzere Frist nicht im französischen Interesse, weil noch mehr Solarstrom die Wirtschaftlichkeit der französischen Kernkraftwerke schmälere. Zudem kosteten die neuen Leitungen hier besonders viel Geld. „Das Terrain der Pyrenäen treibt die Kosten für den Netzausbau in die Höhe, und in Frankreich stellt man sich die Frage, warum man dafür zahlen soll“, sagt Eyl-Mazzega.
Diese unterschiedlichen Interessen unter einen Hut zu bringen, ist nicht leicht. Erschwerend hinzu kommt, dass die jüngste Inflationswelle die Kosten für den Netzausbau noch einmal kräftig hat ansteigen lassen. Ifri-Fachmann Eyl-Mazzega taxiert die Zunahme auf 40 bis 50 Prozent im Vergleich zu vor fünf Jahren. „Die Spanier hätten es natürlich gerne, dass die französischen Verbraucher oder die EU dafür zahlen“, sagt er.
Zwist nicht nur in Stromfragen
Die Verhandlungen in Brüssel laufen. Eyl-Mazzega geht davon aus, dass in den kommenden Monaten zusätzliche Finanzmittel aus dem europäischen Fördertopf „Connecting European“ fließen. Ein angedachtes Stromkabel durch die Pyrenäen werde man wegen des Widerstands von Bauern und Umweltschützern zwar beerdigen, die geplante Leitung durch den Golf von Biskaya dürfte aber realisiert werden. „Wenn sie fertig wird, wird der Stromverbrauch deutlich gestiegen sein, zudem dürften die Spanier dann vermehrt nachts französischen Atomstrom importieren“, sagt Eyl-Mazzega.
Die geplante 400 Kilometer lange Unterwasserleitung durch den Golf von Biskaya soll die Stromaustauschkapazität zwischen Frankreich und Spanien deutlich von 2,8 auf 5 Gigawatt steigern. Diese Zunahme entspricht rechnerisch der Leistung von zwei mittelgroßen Kernreaktoren. Der französische Übertragungsnetzbetreiber RTE plant eine Inbetriebnahme im Jahr 2027.
Nicolas Goldberg, Energieberater am Pariser Institut Colombus Consulting, findet es vor dem Hintergrund dieses laufenden Projekts denn auch etwas hart, Frankreich an den Pranger zu stellen, auch wenn Paris nicht immer treibende Kraft beim Netzausbau war. „Es gibt zum jetzigen Zeitpunkt keine Anzeichen dafür, dass mehr Verbindungen irgendetwas verhindert hätten“, gibt er mit Blick auf den jüngsten Blackout und die noch unklaren Ursachen jedoch zu bedenken. Man sollte das Ende der Untersuchung abwarten, bevor man mit dem Finger aufeinander zeigt.
Dabei gibt es energiepolitisch zwischen Paris und Madrid nicht nur in Stromfragen Zwist. In Spanien, aber auch in Portugal hat man nicht vergessen, wie mühsam es war, Frankreich 2022 vom Bau einer Erdgas- beziehungsweise Wasserstoffpipeline zu überzeugen. Erst nach schwierigen Verhandlungen, in denen auch Deutschland eine wichtigere Rolle spielte, einigte man sich auf das Projekt „H2Med“. Nachdem der Bau einer Landleitung über die Pyrenäen am französischen Widerstand gescheitert war, soll nun eine geplante Unterwasserleitung von Barcelona nach Marseille führen. Die Inbetriebnahme wurde bislang für das Jahr 2030 in Aussicht gestellt.
Dass dieser Zeitplan nicht mehr ansatzweise zu halten ist, ist in Fachkreisen jedoch schon lange ein offenes Geheimnis. „H2Med ist ein Projekt für die nächsten 15 bis 20 Jahre, aus 2030 wird nichts mehr“, zeigt sich der Ifri-Fachmann Eyl-Mazzega überzeugt. Das Projekt sei nicht nur sehr teuer, auch sei der Wasserstoffhochlauf heute ganz anders als 2023 gedacht. Auch in Spanien sei man da „viel realistischer geworden“. Madrid halte am Projektzeitplan offiziell fest, weil es dafür europäische Fördergelder gibt, werde die Pipeline ohne private Investoren aber nie bauen können – und die hätten daran aktuell kein Interesse.
Semaine du Minervois, 30 avril
Pourquoi le nucléaire français, critiqué pendant des années, devient aujourd’hui la clé d’une révolution mondiale de l’IA
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Le nucléaire devient le meilleur ami des IA : quand l’énergie propre redéfinit la carte mondiale de la technologie
La France, qu’on disait dépassée sur le plan technologique, est en train de devenir un véritable aimant pour les géants de l’intelligence artificielle. La raison ? Son électricité nucléaire. Longtemps critiqué, ce choix énergétique est désormais un atout de taille. Abondante, décarbonée, bon marché : cette électricité séduit les entreprises les plus gourmandes en puissance de calcul.
L’annonce récente d’un partenariat entre le gouvernement français et la société britannique Fluidstack le prouve. Ensemble, ils vont construire l’un des superordinateurs les plus puissants et les plus propres au monde, directement sur le sol français. Ce revirement stratégique transforme la France en eldorado technologique à grande vitesse, avec un impact économique massif à la clé.
10 milliards pour 500 000 puces IA : quand la France joue dans la cour des géants avec un superordinateur hors norme
Le projet est ambitieux, presque démesuré. Avec un investissement initial de 10 milliards d’euros, la première phase vise à installer 500 000 puces d’intelligence artificielle de nouvelle génération. L’objectif : être opérationnel dès 2026. À terme, ce centre pourra atteindre une puissance de 1 gigawatt, un niveau comparable à celui des plus grandes installations mondiales. Ce n’est plus simplement une question d’hébergement de données, mais bien de souveraineté numérique. Le site sera extensible, modulaire et conçu pour grandir au rythme des besoins colossaux de l’IA. Ce projet est une réponse directe à la domination américaine et chinoise sur les infrastructures d’IA, et un signal fort que la France compte bien jouer un rôle central dans cette nouvelle ère technologique.
Quand la géopolitique énergétique devient un levier numérique : la stratégie audacieuse du gouvernement français.
Derrière ce projet, il y a une stratégie claire. La France veut utiliser son mix énergétique – dominé par le nucléaire – comme une arme d’attraction massive. Grâce à ce choix, elle dispose d’une électricité fiable, prévisible et peu émettrice de CO₂. C’est précisément ce que recherchent les entreprises technologiques, qui doivent faire tourner des milliers de serveurs 24h/24. Le protocole d’accord signé entre les ministres Éric Lombard, Marc Feracci et le président de Fluidstack, César Maklary, scelle une alliance entre l’État et l’industrie privée. Et cette coopération va bien au-delà d’un seul site : elle préfigure une série d’initiatives pour faire de la France un acteur incontournable de l’infrastructure IA en Europe.
EDF sort les muscles : des gigawatts à disposition pour accueillir une armée de data centers IA
Pendant que l’attention se porte sur Fluidstack, EDF avance ses pions. L’entreprise publique prépare le terrain pour accueillir d’autres géants du numérique. Elle lance un appel à manifestation d’intérêt pour attribuer des terrains prêts à l’emploi, avec une capacité électrique totale estimée à 2 GW. Quatre sites industriels sont déjà identifiés. C’est un message fort : la France ne veut pas seulement héberger un projet vitrine, elle veut devenir une plateforme d’accueil pour des dizaines de centres de données. Comme l’explique Stéphane Raison, directeur chez EDF, le pays dispose d’un mix énergétique unique en Europe – principalement nucléaire et renouvelable – qui en fait un partenaire de choix pour les acteurs du numérique les plus exigeants.
109 milliards d’euros sur la table : le plan colossal pour faire de la France un géant mondial de l’intelligence artificielle
Ce projet n’est que la partie émergée d’un iceberg économique : Emmanuel Macron a récemment dévoilé 109 milliards d’euros d’investissements privés dans l’IA sur le territoire français. Pas moins de 35 sites de data centers sont déjà planifiés. Les Émirats arabes unis vont financer le plus grand data center d’Europe pour un montant estimé entre 30 et 50 milliards. Le fonds canadien Brookfield investira 20 milliards dans un site à Cambrai. Même les champions nationaux comme Mistral AI montent en puissance, avec plusieurs milliards d’euros pour un futur cluster en Essonne. Ces chiffres donnent le tournis, mais traduisent une volonté ferme : rattraper et dépasser les États-Unis et la Chine dans la course mondiale à l’IA.
Le nucléaire devient le meilleur ami des IA : quand l’énergie propre redéfinit la carte mondiale de la technologie
Qui aurait parié il y a dix ans que le nucléaire, si décrié, deviendrait le moteur d’une révolution technologique ? Et pourtant, c’est ce qui est en train de se produire. Les infrastructures IA, qu’elles concernent l’entraînement de modèles, le traitement de données ou l’inférence, nécessitent une énergie constante, massive et propre.
C’est exactement ce que la filière nucléaire française peut offrir. Le résultat : des data centers performants, moins polluants et capables de supporter les besoins des IA les plus avancées. C’est une opportunité unique de redéfinir les rapports de force mondiaux, en plaçant la France comme un hub stratégique pour l’IA propre, dans un monde qui cherche désespérément à réduire ses émissions sans freiner sa croissance technologique.
Le Figaro, 28 avril
La France a-t-elle besoin d’autant de panneaux solaires et d’éoliennes?
DÉCRYPTAGE – Le débat sur la PPE relance la controverse entre les partisans des renouvelables et du nucléaire.
Full text:
Que dit le projet de programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) qui enflamme le débat politique ? Le texte couvre la période 2025-2035, en deux étapes. À l’horizon de dix ans, son ambition essentielle est de réduire la part fossile de notre consommation d’énergie de 60 % (chiffre 2022) à 42 % en 2035, tout en abaissant la consommation globale d’énergie.
Ce n’est pas le seul levier, mais l’essentiel de la polémique porte sur l’électricité. À horizon 2035, le gouvernement envisage de doubler les capacités d’éolien terrestre, de quadrupler les capacités solaires, et de déployer des capacités massives d’éolien en mer. L’hydroélectricité devrait également être davantage mise à contribution et la production du parc nucléaire existant améliorée pour revenir à ses meilleures performances historiques. Le tout porterait de 458 térawattheures (TWh) à une capacité de 666 à 768 TWh la production d’électricité décarbonée en 2035. La mise en service des EPR 2 interviendra à partir de 2038, au-delà de la période couverte par la PPE.
«L’aiguille ne bouge pas»
Aura-t-on besoin d’autant d’électricité ? Cela suppose une électrification des usages – industrie, chauffage, transports y compris automobile, etc. « L’aiguille ne bouge pas », a constaté la semaine dernière au Sénat le PDG d’EDF sur le départ, Luc Rémont. « Depuis 2017, la consommation électrique diminue globalement, passant de 480 à 449 TWh en 2024, en contradiction avec les prévisions », écrit l’Académie des sciences.
Conçue en pleine période de panique face au risque de pénurie et d’enthousiasme en faveur de l’électrification, la PPE est-elle frappée d’obsolescence avant même d’être publiée ? Le gouvernement a déjà corrigé quelques objectifs, et rabattu la voilure pour les petites installations solaires. Mais le projet publié début mars suscite encore de vives critiques.
Il « entraînerait des surcapacités considérables, coûteuses et inutiles, générant un excédent d’offre par rapport à la demande dépassant les 100 TWh, et un taux excessif de production d’électricité non pilotable proche de 40 % », décrit l’Académie des sciences. « Le dossier à l’appui du projet de décret nous apparaît souvent incohérent en termes de chiffrages, insuffisamment documenté (…), indigent sur le chiffrage économique », ont écrit 160 sénateurs de la droite et du centre en mars. Lundi, François Bayrou « répondra aux interrogations et aux critiques », avance une source proche de l’exécutif. Et la PPE qui sera publiée cet été pourrait encore ajuster les cibles de certaines énergies renouvelables (EnR), et de certaines enveloppes du fait du contexte budgétaire.
La fronde est menée avec détermination par le mouvement pro-nucléaire. Une PPE « qui persisterait dans cette politique de développement accéléré des énergies intermittentes constituerait une véritable catastrophe économique et écologique pour notre pays », écrivaient en décembre une dizaine de dirigeants dont Henri Proglio (ex-EDF) et Louis Gallois (ex-Airbus). Au RN, Jean-Philippe Tanguy va plus loin et dénonce « le mirage » et même « le danger de l’idée d’une complémentarité entre le nucléaire et les énergies intermittentes ».
Au-delà des postures, l’enjeu d’un développement massif des EnR qui dépasserait l’évolution de la demande est à la fois opérationnel et financier. EDF, dans sa contribution au débat sur la PPE, estime ainsi que la cible visée pour le photovoltaïque (initialement 100 GW en 2035, abaissée à 90 GW dans le projet de décret) est « significativement trop élevée ». L’afflux de production solaire en journée n’est pas sans conséquences : « Les fortes variations de puissance demandées au parc nucléaire, sur de courtes durées, font apparaître des contraintes, sur les équipements et sur les organisations, jamais rencontrées jusqu’alors », explique EDF. La PPE pourrait donc prévoir d’assortir plus systématiquement le développement de nouvelles capacités à des solutions de stockage.
L’injection massive d’énergies intermittentes dans les réseaux électriques n’est pas qu’un problème français. Un document mis en circulation lors du sommet de l’Agence internationale de l’énergie (AIE) consacré à la sécurité énergétique à Londres la semaine dernière décrit, selon Bloomberg, « les défis systémiques qui émergeront pour équilibrer des réseaux de plus en plus dominés par des renouvelables pendant des périodes prolongées de génération basse ».
En France, la base nucléaire unique au monde change la perspective – les EnR ne « chassent » pas de l’énergie carbonée. « Trop d’EnR conduiront à un sous-emploi du nucléaire et à des surcoûts pour le consommateur et pour l’industrie », met en garde le Haut-commissaire à l’énergie atomique (HCEA), Vincent Berger. « Le système électrique est confronté à l’augmentation des épisodes de surabondance de production d’électricité (…), à certaines heures de la journée et en particulier au printemps et à l’été. Cette situation se traduit par des épisodes de prix faibles ou négatifs plus nombreux », constate le projet de PPE.
Des chiffres « inventés pour faire peur » ?
L’électricité est une matière particulière. Un excès d’offre fait tomber les prix mais pas les coûts. Par les mécanismes des prix de rachat garantis aux producteurs, l’État risque de devoir signer des chèques de plus en plus significatifs. « De plus de 4 milliards aujourd’hui, on peut passer à 10 à 12 milliards d’euros par an à l’horizon 2030, calcule un professionnel du secteur. Si la demande ne progresse pas, tout ce qui sera raccordé à partir de maintenant sera payé pour ne pas produire. » De fait, « le budget de l’État est maintenant très exposé au marché de l’électricité », convient une source proche de l’exécutif.
Le HCEA et l’Académie des sciences demandent une analyse approfondie du coût complet de production du système énergétique. Les masses sont toujours impressionnantes dans le secteur. Les trajectoires dessinées par la PPE supposent environ 300 milliards d’euros d’investissement sur la décennie, dont 200 milliards dans les réseaux – la moitié chez RTE, l’autre chez Enedis. Au-delà des besoins de renouvellement des infrastructures, quelle part les renouvelables, plus diffuses, justifient-elles ? Les chiffres sont « inventés pour faire peur », affirme France renouvelables. Le seul éolien offshore suppose 37 milliards d’investissement réseau.
« Jouer le nucléaire contre les renouvelables est une impasse, a écrit sur LinkedIn la directrice générale d’Engie, Catherine MacGregor. Certes, aujourd’hui, la hausse de la demande en électricité semble ralentir. Faire ce constat, c’est mettre le doigt sur le véritable enjeu des prochaines années : accélérer l’électrification de nos usages. » Le groupe est d’ailleurs en pointe dans la commercialisation de contrats d’approvisionnement à long terme d’électricité renouvelable à des entreprises privées. Ce qui ne coûte pas un centime à l’État. Le gouvernement met en avant ses politiques en faveur du verdissement des flottes automobiles professionnelles et du déploiement des pompes à chaleur. Ce point-là est consensuel, mais se heurte à une autre contrainte : le manque de marges de manœuvre budgétaires.
’Express, 26 avril
La Banque mondiale tentée par le nucléaire : les raisons d’un virage radical
Climat. La mission de cette institution pourrait évoluer afin de faciliter l’accès à l’électricité issue de l’atome. Une petite révolution.
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Depuis 2013, elle s’interdit de financer la construction de réacteurs nucléaires. Son seul fait d’armes, dans ce domaine, date de 1959 : il s’agissait, à l’époque, de subventionner la première centrale italienne. Mais la Banque mondiale, dont la mission consiste à réduire la pauvreté et à accroître la prospérité, semble aujourd’hui prête à tourner la page et à donner à l’atome une place de choix dans sa future stratégie.
Son président, Ajay Banga, plaide pour une nouvelle feuille de route incluant le gaz naturel, l’énergie géothermique, hydroélectrique, solaire, éolienne et, ô surprise, nucléaire, “là où cela a du sens”. Le sujet, hautement polémique, sera mis sur la table au mois de juin, lors d’un prochain conseil d’administration. Pour une institution habituée à financer des énergies renouvelables dans des pays émergents, le virage est radical. A la mesure des critiques reçues ces dernières années.
“Après la signature de l’Accord de Paris, au nom de la lutte contre le changement climatique, la Banque mondiale a adopté une règle consistant à ne financer que les énergies renouvelables, à quelques exceptions près. Le problème? L’éolien et le solaire ne peuvent pas être utilisés pour construire des routes, fabriquer du ciment, de l’acier ou des engrais, ou fournir un approvisionnement continu en énergie. La Banque n’ayant pas voulu soutenir l’énergie nucléaire, qui est continue et fiable, l’éventail des choix énergétiques est devenu très limité il y a une dizaine d’années, avec des conséquences négatives importantes pour les pays pauvres”, détaille Vijaya Ramachandran, directrice de l’énergie et du développement au Breakthrough Institute, et ancienne économiste de l’institution.
Les critiques les plus vives émanent à présent de l’administration Trump. Selon le secrétaire d’Etat au Trésor, Scott Bessent, la Banque mondiale “ne devrait plus s’attendre à des chèques en blanc pour un marketing insipide, centré sur des mots à la mode, accompagné d’engagements tièdes.” Tout comme le FMI, elle aurait “souffert d’une dérive de sa mission” et “consacré un temps et des ressources disproportionnés au travail sur le changement climatique, l’égalité des sexes et les questions sociales”.
Outre-Atlantique, une résolution parlementaire récemment adoptée demande à Washington d’exiger de la Banque une révision de sa position sur le nucléaire. Or en tant que premier actionnaire, avec environ 16 % du capital souscrit, les États-Unis ont les moyens de se faire entendre. “Il est certain qu’avec l’administration Trump, des institutions de cet ordre sont largement déstabilisées. Une bonne partie de leurs responsables appartiennent au camp démocrate”, observe Éric Toussaint, docteur en sciences politiques des universités de Liège et de Paris VIII et auteur du livre Banque mondiale, une histoire critique (Syllepse, 2022)
Un alignement des planètes
Dans le passé, la question du nucléaire au sein de l’établissement a entraîné plusieurs disputes entre les pays favorables à cette énergie – comme les Etats-Unis – et ceux qui s’y opposent, à l’image de l’Allemagne. “Désormais, les intérêts des Etats-Unis, de la Chine et de la Russie, qui développent tous les trois du nucléaire, convergent”, note l’expert. De quoi faciliter un changement de cap, même si sur le terrain économique, la concurrence fait rage entre les trois nations.
Dans une tribune récente, Charles Oppenheimer, le petit-fils du célèbre scientifique Robert Oppenheimer, le père de la bombe atomique, cherche à réveiller la fibre patriotique de ces concitoyens : “La levée de l’interdiction de la Banque mondiale sur l’énergie nucléaire serait une victoire stratégique pour les États-Unis. Les entreprises américaines disposent de certaines des meilleures technologies nucléaires au monde, mais elles sont souvent exclues des marchés qui sont attribués à des entreprises russes ou chinoises soutenues par l’État. Celles-ci proposent aux pays en développement une offre qu’ils ne peuvent pas refuser : financement intégral, construction et gestion du combustible usé. Les États-Unis devraient s’efforcer de rompre ce cycle”, explique-t-il, comme s’il s’agissait d’une cause nationale.
Si elle se confirme au mois de juin, la conversion de la Banque mondiale aux vertus du nucléaire fera sans doute tâche d’huile, incitant d’autres structures comme la Banque asiatique de développement à financer des projets similaires. Pour autant, un tel basculement prendra sans doute plusieurs années, le temps pour ces organismes de développer une expertise maison. “Les pressions exercées sur la Banque mondiale soulèvent de nombreuses questions : comment s’organisera la gestion des déchets nucléaires? Quels sont les risques de prolifération? A quel coût les réacteurs sortiront-ils de terre? Il ne faudrait pas que cette initiative accroisse de nouveau l’endettement des pays pauvres”, souligne Éric Toussaint.
Princess Mthombeni, la fondatrice d’Africa4Nuclear, y voit un pas dans la bonne direction : “J’appelle depuis longtemps les institutions financières mondiales à lever leurs restrictions sur le financement des projets nucléaires civils. À cet égard, je salue le réexamen actuel de la position de la Banque mondiale et j’espère qu’il se traduira par une action significative. L’Afrique a besoin d’un bouquet énergétique diversifié, comprenant le nucléaire, pour réaliser ses ambitions en matière d’industrialisation”.
Vijaya Ramachandran abonde : “L’intérêt pour le nucléaire s’accroît en Afrique. Le continent souffre d’un énorme déficit énergétique : 600 millions d’Africains n’ont pas du tout d’électricité. Les petits réacteurs nucléaires pourraient contribuer à combler cette lacune. Dans certains pays, le nucléaire constituerait un très bon choix d’énergie, comme la France a su l’opérer”.
Documentaire et Vérité, vidéo, 23 avril
Le futur de la production énergétique en France
« Nous devrons veiller à ce que le déséquilibre entre sources pilotables et intermittentes ne vienne pas grever la stabilité du système, sur le plan physique ou économique – c’est vraiment le plus grand défi auquel nous sommes confrontés », Luc Remont, DG d’EDF.
The Economist, 23 avril
Pipe dream : America won’t be able to bully the world into buying more gas
Donald Trump’s tariffs get in the way of his energy ambitions
Full text:
For countries worried that their trade surpluses with America put them in the firing line for tariffs, Donald Trump has a solution: buy American fuel. This month Mr Trump declared that his country’s deficit with the European Union would “disappear easily and quickly” if the bloc did only that. He and his cabinet have pressed other allies, including India and the Philippines, to increase their purchases of American liquefied natural gas (LNG). Scott Bessent, Mr Trump’s treasury secretary, has sought to persuade Japan, South Korea and Taiwan to invest in a vast LNG project in Alaska and commit themselves to purchasing a “substantial portion” of its output.
At first blush, the plan seems plausible. After a decade of rapid expansion, America is the world’s largest producer and exporter of LNG. Mr Trump has sought to encourage further growth in the industry through various deregulatory measures, including the axing of a Biden-era fee on emissions of methane, a potent greenhouse gas, from oil-and-gas sites. Yet the president’s own economic and foreign policies are likely to get in the way of his energy ambitions.
American gas companies certainly spy an opportunity in the trade war. Expanding lng exports is one of the most effective ways America can narrow its deficits, argues Mike Sabel, chief executive of Venture Global, an American LNG company. After a disappointing initial public offering in January, his firm’s fortunes look to be improving; on April 15th a subsidiary raised $2.5bn in the first high-yield bond issuance in America since the mayhem caused by Mr Trump’s tariff pronouncements on April 2nd.
America’s allies, too, are sending encouraging signals. A plan from the European Commission to phase out Russian gas is due to be published in early May; a number of European leaders support replacing it with imports from America. India is considering ending duties on American LNG. Ishiba Shigeru, Japan’s prime minister, has intimated that his country may be willing to invest in the Alaskan mega-project.
Yet lifting LNG exports will not be so easy. For a start, the country lacks sufficient infrastructure to quickly ramp up shipments. “We have the gas, we just don’t have the pipelines to get it places,” explains Toby Rice, chief executive of EQT, another big American gas company. Export terminals are already running close to their maximum capacity.
To make matters worse, Mr Trump’s tariffs will hobble both American firms’ ability to supply lng and other countries’ demand for it. At home, the trade war has sent the cost of steel and other inputs for new American LNG projects soaring. “We don’t see a massive wave of gas coming on,” says Kaushal Ramesh of Rystad Energy, a consultancy. Much of the expansion in LNG capacity that is confirmed is already promised to overseas buyers on long-term contracts. Although there are a number of other proposed LNG projects in America, developers need long-term commitments from buyers to persuade their financiers to hand over funding.
Securing those commitments will be tricky. Demand is expected to slow as many economies are struck by Mr Trump’s trade war. The International Energy Agency (IEA), an official forecaster, predicts that growth in demand for gas in Asia will slump to 2% this year, down from 5.5% in 2024. And American LNG is now unwelcome in China, which last month halted all imports of the fuel from its trade-war adversary. Chinese buyers had been expected to significantly increase purchases from America in the next few years.
The outlook seems somewhat rosier in Europe, which has grappled with a shortfall in gas since Russia cut back exports after the invasion of Ukraine. The continent’s LNG imports will rise by a quarter this year, according to the IEA.
Yet European buyers have been reluctant to commit themselves to long-term contracts for American LNG. Some worry that climate regulations could one day ban the use of gas. Others expect a glut in global gas supply to emerge over the next few years, which would cause prices to collapse.
Then there is the possibility that large amounts of Russian gas will resume flowing into Europe after a peace deal with Ukraine is signed—another of Mr Trump’s ambitions. That would leave little room for buying more LNG from America. Officials in Brussels are adamant they will not allow this, but some German industrialists are already pleading for a return to cheap Russian gas.
In any case, even if Europe did dramatically increase its imports of American LNG, it would not do much to resolve the trade imbalance with America. Wood Mackenzie, a consultancy, calculates that if the EU sourced all of its LNG, diesel and light crude from America it would reduce its trade surplus in goods by only about a half. The cold reality is that Mr Trump’s dreams for American gas are little more than hot air. ■
The Economist, Letters, 19 avril
The costs of low carbon
Your interesting article on why electricity prices are so high in Britain (“Power up”, March 15th) did not mention one critical factor: the difference between the low wholesale costs that could accrue in time from a wider deployment of renewables and the full cost to the consumer. The renewables have to be paid for, and the full subsidies for this already amount to £250 ($330) on customers’ bills. They are heading only one way and are also a big reason why British electricity prices are higher than elsewhere.
The move to low-carbon power is undoubtedly the right way to go, but we need to recognise the costs required to achieve this. How this is paid for, and ultimately how those costs are apportioned to ensure fairness and equity, is an important factor in making sure the public remain on board in the transition to a low-carbon future.
Dr Tony Ballance
Chief strategy and regulatory officer
Cadent
Coventry
https://www.economist.com/letters/2025/04/16/the-threat-to-university-research-in-america-and-more
The Economist, 18 avril
Well informed : Electric vehicles also cause air pollution
Though fume-free, their brake pads and tyres disintegrate over time
Full text:
PEOPLE ARE dying for clean air. According to the most recent estimates from the Institute of Health Metrics and Evaluation at the University of Washington, air pollution caused 4.7m early deaths worldwide in 2021—about the same as dementia, road-traffic accidents, malaria and suicides combined.
Road traffic is a leading contributor to dirty air; in London, for instance, it is responsible for 60% of outdoor particulate dust. Electric vehicles (EVs) are often preferred because they can be powered by clean, sustainable energy sources and, in contrast to petrol and diesel cars, produce no exhaust fumes. But EVs nevertheless emit other pollutants common to all cars: particles originating not from the exhaust, but from brakes, tyres and roads. These, too, can be dangerous for human health.
The most dangerous particles are those smaller than 2.5 microns in diameter, which get into the lungs and reach other organs via the bloodstream. Such dust can increase the risk of heart disease, stroke, lung disease and cancer. According to British government statistics, 60% of road-traffic particles below 10 microns do not come from the combustion, but from the gradual breakdown of tyres, brake pads and roads.
In addition to being less well regulated than exhaust fumes, non-exhaust particles are also less well studied. That is changing. One study published in February by researchers at the University of Southampton found that some brake-pad dust seems to be more damaging to dish-grown human lung cells than diesel-fume particles. This was in part because of its higher levels of copper, which can damage cells and DNA.
Though exact figures are elusive, scientists estimate that EVs produce more of these non-exhaust particles than other cars. This is because their batteries make them heavier, causing them to generate more friction. (According to Hannah Ritchie, a data scientist at the University of Oxford, in 2023 the mean weight of an EV was 2,133kg, whereas regular cars weighed around 1,500kg in Britain and 1,800kg in America.) As cars continue to get bigger, the risk is that EVs become more polluting.
Although EVs may be dirtier than you think, they are still mostly less polluting than other cars. That is partly because they use an extra braking system called regenerative braking. When the driver removes their foot from the pedal, the continued forward motion of the car is harvested to recharge the battery, thereby slowing the car down. That system works independently of brake pads, potentially eliminating one source of emissions. One study from 2021 estimated that, when regenerative braking was used for all braking, EVs produced a total of about 14 milligrams of fine particles per vehicle per kilometre on urban roads, whereas petrol cars produced about 18 and diesel cars 20 (exhaust included).
More radical steps can also be taken. Regulating non-exhaust emissions in a similar way to fumes would be one way to minimise harm to human health. Encouraging people to consider smaller cars, though difficult, would be another. Enormous cars are disastrous for road safety and most people will never need the extra range that the largest car batteries provide. Ensuring EVs run on clean electricity is also important: if their power is ultimately generated by burning coal, say, that just moves the pollution from the exhaust to the power plant chimney. Though EVs are necessary for the energy transition, they are currently far from emission-free.■
Deutsche Welle, 16 avril
German poll: Majority for return to nuclear energy
Some 55% of Germans favor a reversal of nuclear policy according to a marketing poll. The issue has been a point of contention between parties seeking to form a coalition government.
Full text:
A new poll released Friday by the marketing company Innofact found that 55% of Germans questioned were in favor of a return to nuclear power.
The issue of nuclear energy has vexed German politics for some time, and it has been a sticking point in current ongoing coalition negotiations between Friedrich Merz’s conservative CDU/CSU bloc and the Social Democrats (SPD).
What did the poll say about nuclear power?
Beyond the 55% in favor, 36% said they opposed a return to nuclear energy and 9% were undecided.
More than six in ten men favored a return, while less than half of women did.
There were geographical differences, with the idea more popular in southern and eastern Germany than in the north and west.
A total of 22% said only the most recently shuttered reactors should go back online, and 32% said new reactors should be built.
The survey found 57% of respondents in favor of continued investment in other forms of renewable energy, with only 17% opposed and the rest undecided.
The pollsters, Dusseldorf-based Innofact, questioned 1,007 Germans in March 2025 and garnered responses from individuals aged 18-to-79. The poll was published on the website of Verivox, which offers consumer information, mainly regarding energy, telephone and insurance prices.
What might the new government do?
At the moment, the CDU/CSU is looking into “whether a return to service for the most recently decommissioned nuclear reactors would be technically and financially feasible considering their current individual state.”
The SPD says it is not interested in getting nuclear power plants back online.
The Greens, too, spoke out against a reversal of policy. Party co-chair Franziska Brantner recently told the television show Welt, “We’re on a good track, it would be best for our country and our businesses if we would steadfastly continue along that path without flip-flopping every couple of weeks.”
That back-and-forth has a history, with Gerhard Schröder’s SPD-Green coalition deciding to phase out nuclear energy back in 1998, but Angela Merkel’s CDU/CSU/FDP government extending their lifetime considerably in 2009.
One major U-turn was initiated by Merkel herself, who, in a surprise move, reversed policy in the immediate aftermath of the 2011 Fukushima nuclear reactor disaster in Japan, speeding up the phase-out.
After having their operations temporarily extended by Olaf Scholz’s SPD/Green/FDP coalition government, Germany’s last nuclear power plants were taken offline in early 2023.
The Economist, 15 avril
Greening the grid : AI models can help generate cleaner power
Energy companies are using them to increase efficiency and spot problems
Full text:
ROLL UP in a BYD Seal to the leafy entrance of a small housing block in Walthamstow, in east London, and the first thing that strikes you is the quiet. The stylish Chinese saloon is all electric, so you hear no mechanical grind or combustion groan, but so too are the innards of these unusual homes. The hyper-insulated units are powered using solar panels, warmed by electric heat pumps and served by whizzy digital appliances, all tracked remotely with smart electricity meters. Ask a homeowner how the heat pump in his yard works and he says he has no idea and frankly does not care. “Zero bills means zero cost!” he says with a broad smile.
These homes, and others like them around Britain, are part of an innovative deployment of clean-energy technologies controlled by artificial intelligence (AI) tools developed by Kraken, the software arm of Octopus Energy. The utility, which serves roughly a quarter of the country’s households and is one of the energy world’s most valuable unicorns, is offering customers free heat and power for five years in those toasty “Zero Bills” homes in return for allowing it to control, within comfortable parameters, when and how devices are operated. A separate scheme provides cut-rate electric-vehicle (EV) tariffs if customers agree to let the firm charge cars during fallow periods rather than when the grid is overloaded.
Kraken’s AI manages roughly 8bn data points a day from nearly half a million devices across the country to allow real-time price and energy arbitrage. By shifting when these loads consume energy from peak periods to fallow times, the firm earns a profit and helps keep the grid from overloading. Amir Orad, Kraken’s chief executive, reports that his firm’s distributed assets, which include half of Britain’s grid-scale battery capacity, exceed 1.6GW (roughly the output of two nuclear plants). Its AI optimisation avoided the emission of over 16m tonnes of CO2 in 2024. Customers in those nifty homes save a fortune in avoided heat and power bills, and EV-owners saved an average £375 ($480) a year versus unmanaged charging and £750 a year versus the petrol alternative.
“A tidal wave of change is coming to this industry,” insists Mr Orad. AI is often overhyped, but for the conservative energy industry that prediction seems plausible. Utilities have long resisted change, typically reinvesting low shares of revenues in research and innovation, but AI promises to change this rapidly. Climate-tech companies around the world are coming up with novel energy equipment, from nuclear power to renewables, to speed development and deployment. The range of potential applications is vast: even the hydrocarbon business is deploying AI to surprisingly green ends.
Start first with the grid. The Kraken example gives an idea of how AI can transform a top-down, centralised system of distant power stations into a distributed network of agile producers and consumers. Companies are also using AI techniques to boost throughput on power grids without going to the effort of building new power lines. LineVision, a startup which counts Microsoft as an investor, uses non-contact sensors to monitor temperature, sag and environmental conditions on transmission lines. By analysing these data in real time and combining them with weather forecasts, its algorithms calculate the lines’ true carrying capacity.
A report released by the International Energy Agency (IEA), a global forecaster, on April 10th calculates that very-high-voltage transmission lines “can safely carry 20-30% additional capacity above their maximum rating for around 90% of the time”. Britain’s National Grid has used this approach to “unlock” an extra 600MW of offshore wind capacity per year.
Tapestry, an offshoot of Google’s experimental X laboratory, has developed a forecasting tool for Chile’s electrical grid that allows planners to anticipate congestion, better locate green-energy projects and, eventually, accelerate the phase-out of coal by ten years. On April 10th Tapestry announced a deal with PJM Interconnection, the largest regional grid operator in America, to use its AI tools to help speed up the connection of energy sources.
The Electric Power Research Institute (EPRI), an industry body, points to the success machine-learning models have had in identifying dangerous fluctuations in voltage or frequency on power grids that can damage equipment or lead to blackouts. In one case, what would have taken analysts weeks was done in a day.
In March Nvidia and EPRI announced the Open Power AI Consortium, a project to build multimodal AI models that will be trained on energy and electrical-engineering data, academic research and industry regulations. The models could help utilities improve their grid operations and streamline the paperwork required for permits to build new infrastructure.
AI can also make using green energy more profitable and desirable: in 2018 Google DeepMind began using machine learning to manage some of the wind farms the company buys energy from. By combining weather forecasts and historical turbine data, the system was able to predict the farms’ energy output up to 36 hours in advance, and to select how much to send to the grid and when. A year later, this both boosted the value of the energy by 20% and meant it was easier for grid operators to make use of.
Traditional big power plants are also seeing benefits. Hydrogrid, an Austrian firm, helps dam operators globally to generate more power by applying AI. Because inflow patterns vary at hydro-electric plants with multiple parallel turbines, the system optimises water flow to maximise electricity output, yielding up to 10% increases in power generation.
Inspecting existing nuclear sites is an extremely complicated task. Done the old-fashioned way, with ultrasound, an inspection produces a mountain of data (4.4 “miles”, jargon reflecting the distance a small probe travels over the reactor vessel component), and takes several experts days to plough through. With AI managing the inspection, that mountain became a molehill of 463 “feet” of data, and one expert did the job in four hours.
Terra Praxis, a non-profit outfit, uses AI to cut through the red tape involved in the application process for new nuclear plants. By dramatically reducing the complexity of producing draft applications, it promises to help projects reduce the cost (typically $25m-40m) and take years off the conventional waiting time.
AI is even making big oil a bit more environmentally friendly. ADNOC, an Emirati state energy giant, applies AI tools to spot leaks of methane, a potent greenhouse gas, at its assets so that they are tackled quickly. It also uses software to predict emissions sources up to five years in advance. In 2023 its new approach helped abate around 1m tonnes of CO2-equivalent emissions, roughly the same as taking 200,000 petrol-powered cars off the road.
It helps that, thanks to AI eyes in the sky, polluters can no longer hide. Working out which companies are responsible for methane emissions is hard. Methane plumes, invisible and odourless, can be spotted only by using specialised infrared or spectroscopic equipment. The geographic areas over which they might occur, at any time of day or night, are immense. Quantifying them reliably requires the onerous collation and cross-validation of multiple data sets, from satellites, aircraft, ground sensors and industry reports. It was only with the advent of AI that doing this at a global scale became feasible.The IEA’s new report calculates that replacing periodic inspections with AI-enabled continuous monitoring and repair would avoid 2m tonnes of methane emissions a year.
Saudi Aramco, the world’s largest oil company, is using AI-powered “digital twins” and LLMs to help squeeze more oil out of existing fields without consuming a lot of dirty energy, boosting hydrocarbon production by 8.4% while reducing emissions per barrel by 8.2%. The firm has also used AI to reduce flaring of methane by more than 50% since 2010. All this may seem perverse to environmentalists, but as long as the world continues to consume fossil fuels—which still provide some 80% of primary energy—AI can at least help make their production less polluting. ■
The Economist, 2 avril
Burn, baby, burn : China can greatly reduce its reliance on coal, but probably won’t
Even though solar and wind power are growing at a blistering pace
Full text:
In Shuozhou, a nondescript city of 1.6m people in northern China’s Shanxi province, the veins of the local economy run black with coal. To the north of the city lies one of the largest open-pit mines in the country. Shuozhou’s mines churn out 200m tonnes of the black stuff every year (the country as a whole produces 4.8bn tonnes). Lines of trucks carry it to be washed, sorted, then burned in power stations across the country. If China ditched coal in favour of cleaner sources of power, the city “would be finished”, warns Sun Zhigang, a recently retired miner who is out walking his dog in the park.
Shuozhou probably need not worry. Wind capacity tripled and solar capacity increased by a factor of 30 from 2014 to 2024, giving China more wind and solar capacity than the rest of the world combined. On March 5th, at the annual session of China’s parliament, the prime minister, Li Qiang, talked up “green” and “low-carbon” development. But few coal-fired plants are being retired in China—and more are being built. Last year construction started on enough of them to produce 100 gigawatts (gw) of energy (see map), on top of the 1,170gw of capacity already installed. That addition alone would be roughly equivalent to the capacity of Britain. Though the share of electricity being generated by coal is shrinking (see chart), the amount of coal being burned continues to increase with soaring demand. Officials seem to think that the costs of phasing out the fossil fuel, which supplies over half of the power China generates, are too great. Are they right?
The stakes are high. China’s coal-fired power sector creates about 15% of global carbon-dioxide emissions from fossil fuels. Even though average utilisation per plant has fallen to below 50%, overall generation is still increasing as more plants are built, with China looking to create still more capacity in case it needs it. Coal mines also release methane, another potent greenhouse gas.
On current trends, China’s carbon-dioxide emissions might peak in the next year or two, but then plateau as coal usage slows, rather than fall rapidly. That would stop the country from eliminating net emissions—becoming “carbon neutral”—by 2060, as it has pledged. It would also undercut global efforts to combat climate change.
Counting the cost
Cutting coal use faster would be painful for many. One big cost would fall on power companies. The country’s coal-fired plants are, on average, just 12 years old, so most could keep generating for decades. Their owners would either have to swallow the costs of retiring them early, or else retrofit them to become cleaner by adding technology to try to capture the carbon they release. An ambitious phase-out could cost as much as $1.4trn, according to a study published in January by researchers at Tsinghua University in Beijing and at the University of Maryland.
Still, that would be spread over decades, and it would also be borne by state-owned firms, rather than more fragile private ones. In theory China’s carbon market, set up in 2021, should motivate them to clean up. Such schemes can put more polluting companies at a competitive disadvantage by making them buy credits to offset emissions. But China’s market has had little impact so far because regulators just give out most credits for free. Another flaw is that the market is not based on companies’ total emissions but on their emissions per unit of power. That incentivises them to upgrade their old coal-fired generators to more efficient new ones, but not to stop using coal altogether.
A second cost to cutting coal would fall on workers. In Shuozhou it is hard to find anyone whose job is not linked to the industry. Some families have been mining for three generations. In a part of the city that was purpose-built for miners, a park celebrates them with stone carvings of coal trucks, machinery and triumphant labourers.
In the dust
Across China, the sector employs about 2.7m people in mining or processing. Yet that accounts for just 0.4% of the country’s total workforce. And, strikingly, it is only half as many jobs as there were in the industry a decade ago. Thousands of small coal mines have been closed because of a government campaign to reduce mining accidents. The remainder have become more automated. Last year one open-pit mine in the western region of Xinjiang boasted that the 300 smart vehicles it used to strip topsoil were controlled by just six employees. In other words, much of the pain brought about by lay-offs has already been felt. Wind and solar power, which require lots of workers for installations and maintenance, are a rapidly growing source of jobs. In 2023 the renewable-energy sector employed 7.4m people, a third more than the year before.
The third and biggest cost to cutting coal, as China’s leaders see it, would be for the country’s energy security. China has to import most of its oil and gas but has big coal reserves. In 2021 officials were spooked when droughts disrupted hydropower supplies, leading to blackouts in some of China’s industrial centres. Then in 2022 Russia invaded Ukraine, pushing up oil and gas prices. Meanwhile, a manufacturing boom increased demand for power. All of that convinced policymakers that more coal was needed to keep the lights on in factories and houses.
A lobby of mining firms and officials with ties to coal-rich regions is encouraging this line of thinking. So are some local governments, which like to build more power plants than are really needed to avoid having to rely on other regions when demand is high. And things are not helped by conservative grid operators, who want to be sure they will always have enough electricity, according to one academic who advises them. “They always say the more coal plants the better; they never say the fewer the better.”
A bolder approach could let China phase down coal without causing power cuts, says Lauri Myllyvirta of the Centre for Research on Energy and Clean Air (crea), a think-tank in Finland. It would need lots more renewable power and big upgrades to China’s grid to allow clean energy to be transferred over long distances or stored (to offset for the fact it can be generated only when the sun shines or the wind blows). All that would require huge sums of money. Clean-energy investments came to $940bn, or 10% of China’s gdp, in 2024. Just that year China installed more solar-power capacity (277gw) than exists in the whole of the United States (200gw).
The bottleneck is that China lacks a flexible, nationwide power market that could ensure clean power is efficiently dispatched to where it is needed. At the moment most power is sold locally through long-term contracts, which typically favour coal-fired plants by guaranteeing the purchase of fixed amounts of power. Attempts to reform the system are slow. In the last quarter of 2024 China’s wind and solar power utilisation dropped despite favourable weather, thanks to an “oversupply” of coal-fired power, according to analysis by crea. All this threatens to further entrench the role of coal in the power system and will make it expensive to phase it out, says Yan Qin of the Oxford Institute for Energy Studies. The more plants that are built, the higher the cost of abandoning them.
In Shuozhou, at least, few locals believe that China could ever cut its coal habit. When local pits are exhausted, there is plenty more coal elsewhere in China, notes one mine administrator. Consumption might start to decline soon, he says, but only very slowly. “It can’t be phased out,” says Zhu Zhiming, a former coal-truck driver who now runs a restaurant near one of the city’s mines. “They will keep mining it for a hundred years.” ■
The Wall Street Journal, March 31
Republicans for the Green New Deal
Some in Congress want to keep Biden subsidies despite their harm to consumers and energy markets.
Full text:
An iron law of entitlements is they become harder to reform as they grow. The Inflation Reduction Act’s green handouts are proving to be another regrettable case in point.
President Trump campaigned on repealing the IRA’s Green New Deal, but the renewables lobby won’t give up its iron rice bowl without a fight. Some Republicans have bought their line that rolling back the subsidies will raise energy prices. If you believe this, California Gov. Gavin Newsom has a $120 billion bullet train to sell you.
Like other entitlements, the green subsidies have outgrown their original purpose. Congress established the wind production tax credit in 1992 and the solar investment tax credit in 2005 to support these “infant” industries. They are now creating huge distortions in electricity markets and will add trillions of dollars to the deficit if not checked.
***
Start with the costs, which were vastly underestimated by the Congressional Budget Office when the IRA was debated. The Cato Institute now estimates that these two subsidies could cost $130 billion annually by 2034 and all of the subsidies $4.7 trillion through 2050.
In other words, Republicans could pay for the entire cost of extending the 2017 tax reforms based on CBO’s scoring by eliminating the tax credits. Doing so would also save taxpayers from having to subsidize more backup power, as they do in Texas and California.
Then there are the market distortions that raise prices for consumers. Subsidies can make solar and wind cheaper than fossil fuels and nuclear power, and they have fueled over-expansion in places like the Texas Panhandle that sometimes causes wholesale power prices to go negative—that is, producers pay the grid to take their power. The renewables lobby says this lowers prices for consumers. Alas, no.
Solar and wind producers can turn a profit when prices fall below zero thanks to subsidies. But other power plants can’t. Nor can they make money running only when they’re needed to back up solar and wind. Hence many have been shutting down even as power demand increases from AI and manufacturing.
The result is power shortages and prices that can spike 100-fold in a few hours when renewables aren’t producing power. These price spikes more than offset savings to consumers from negative prices. Utilities and grid operators must also spend heavily to strengthen their systems against fluctuations in power frequencies and loads.
This is a large reason Texas’s residential power prices have risen some 40% over the last seven years and rank as the second highest in the south and central states. To prevent power outages, state lawmakers passed legislation in 2023 to subsidize gas-power plants to back up renewables.
Government subsidies and distortions beget more of the same. Bloomberg News recently reported that Interior Secretary Doug Burgum is considering using emergency powers to revive closed coal-fired plants and to keep others online. This could involve paying coal plants to run on standby. Why not instead eliminate the subsidies causing them to close?
The IRA’s sweetened tax credits let solar and wind offset as much as 70% to 80% of their costs. Democrats deviously tied the expiration of these tax credits to CO2 power emissions falling 75% below 2022 levels, which isn’t projected to happen in the next three decades.
The IRA’s tax credits for carbon capture, hydrogen and nuclear are no more defensible. The nuclear tax credit will mainly benefit tech companies that are striking deals with nuclear plant owners to power their data centers so they can claim to run on clean energy.
Big oil and gas companies are fighting to keep the hydrogen and carbon capture credits to support their unprofitable investments. But these will mostly benefit foreign companies. Three European firms last week announced plans to build in Texas the world’s first plant to capture CO2 from the air that will also rely on wind.
Many projects subsidized by the IRA are in Republican districts and states where they are easier to permit. This has GOP Members defending subsidies. Twenty-one House Republicans—many of whom voted against the IRA—recently warned House leaders against ending this corporate welfare.
But other energy projects like gas plants and pipelines don’t need subsidies. If Republicans are going to ratify Joe Biden’s Green New Deal, what is the point of electing a GOP Congress?
The Guardian, March 12
EV battery startup Northvolt files for bankruptcy in Sweden
Swedish firm unable to ‘secure the necessary financial conditions to continue in its current form’
Full text :
Northvolt, the Swedish electric vehicle battery startup, has filed for bankruptcy in Sweden, marking the end of a company once seen as Europe’s best hope of challenging the dominant Asian battery industry.
The company said in a statement it had been unable to “secure the necessary financial conditions to continue in its current form” in Sweden.
After the bankruptcy filing, a court-appointed trustee will oversee the sale of Northvolt’s business and assets while settling its outstanding debts.
The company’s 5,000 employees now face an uncertain future, and Northvolt said it would work closely with authorities and trade unions to give workers support and information.
The Swedish bankruptcy filing follows months of crisis at the company, as cash ran dry and it filed for chapter 11 bankruptcy protection in the US in November, followed shortly after by the departure of its chief executive, Peter Carlsson. He said at the time that Northvolt needed to raise between $1bn (£800m) and $1.2bn to restore its business.
The company, whose slogan was “make oil history”, received more than $10bn in equity, debt and public financing since it was founded in 2016, and it counted the carmaker Volkswagen and the investment bank Goldman Sachs as its biggest owners.
“This is an incredibly difficult day for everyone at Northvolt,” said Tom Johnstone, Northvolt’s interim chair. “We set out to build something groundbreaking – to drive real change in the battery, EV [electric vehicle] and wider European industry and accelerate the transition to a green and sustainable future.”
Northvolt was widely regarded as a leading player in European efforts to build an electric vehicle battery industry.
The company built a factory in northern Sweden, where it was hoping to use green energy to produce hundreds of thousands of EV batteries each year, but it ran into difficulties getting the facility up and running. Last year it also suspended the expansion of the plant, Europe’s first homegrown battery gigafactory.
Northvolt said on Wednesday it had been forced to file for bankruptcy in Sweden after “an exhaustive effort to explore all available means to secure a viable financial and operational future for the company”.
It blamed “a series of compounding challenges” in recent months that had hit its finances, “including rising capital costs, geopolitical instability, subsequent supply chain disruptions, and shifts in market demand”.
Northvolt added that it had faced “significant internal challenges” during the increase of battery production in what it called a “highly complex industry”. The startup had previously faced criticism for trying to build several factories at the same time in Sweden, Germany and the US.
In its attempt to save the company last year, Northvolt had already sought to cut costs and announced 1,600 job cuts, and had planned to complete restructuring the business by the end of March.
Frankfurter Allgemeine Zeitung, 1. März
Energiepolitik der Zukunft: Giorgia Meloni will zurück zur Atomkraft
Zweimal haben die Italiener die Kernenergie in Referenden abgelehnt. Nach dem jüngsten Kabinettsbeschluss soll nun das Parlament zustimmen. Ob es ein weiteres Referendum gibt, ist noch nicht klar.
Full text :
Die italienische Regierung will zur Nuklearenergie zurückkehren. Das Kabinett stimmte unter Leitung von Ministerpräsidentin Giorgia Meloni am Freitag einem Gesetzesentwurf zu, der nun dem Parlament vorgelegt wird, in dem die Regierungsparteien über eine deutliche Mehrheit verfügen. Die Regierung hofft, dass die Abgeordneten die Rückkehr zur Kernenergie innerhalb von zwölf Monaten genehmigen werden. Italien hat sich in zwei Referenden 1987 und 2011 mit deutlichen Mehrheiten gegen die Atomenergie ausgesprochen. Der letzte Reaktor wurde 1990 abgeschaltet. Ob es ein weiteres Referendum geben wird, ist derzeit nicht klar.
Wie der Minister für Umwelt und Energiesicherheit, Gilberto Pichetto Fratin, am Freitag vor der Presse erläuterte, hofft Italien auf den Bau von kleinen modularen Reaktoren. Das Unternehmen Ansaldo, das heute schon in der Nukleartechnik aktiv ist, soll mit dem Energiekonzern Enel sowie mit dem Rüstungs- und Elektronikunternehmen Leonardo an diesem Ziel arbeiten, sagte der Minister. An allen drei Unternehmen ist der Staat beteiligt.
Kleine modulare Reaktoren im nächsten Jahrzehnt?
Im nächsten Jahrzehnt könnten die ersten Lösungen bereitstehen, meinte Pichetto Fratin und zitierte Analysten, die schon vom Jahr 2030 ausgehen. Italien will nach dem neuesten Beschluss auch eine Lösung für die Endlagerung von nuklearem Abfall finden, was bisher nicht gelang.
Ein Ort für eine mögliche Endlagerstätte steht bisher nicht zur Verfügung; währenddessen warten mehrere alte Reaktoren auf den Abbau. Italien will nach dem Beschluss zudem verstärkt in nukleare Forschung und Ausbildung investieren. Nach einer Studie der Regierung könnte das Land bis zum Jahr 2050 elf bis 20 Prozent seines Strombedarfs mit Nuklearenergie abdecken.
https://www.faz.net/aktuell/wirtschaft/giorgia-meloni-will-zurueck-zur-atomkraft-110327541.html
Usine nouvelle, 28 février
Le coût des six futurs EPR2 d’EDF pourrait s’élever jusqu’à 100 milliards d’euros
Alors qu’EDF devait fournir, fin 2024, le nouveau devis pour la construction des trois paires d’EPR2, l’échéance est maintenant repoussée à la fin 2025, le temps de se mettre d’accord avec l’État. Une facture à «moins de 100 milliards d’euros» est maintenant évoquée par Bercy. EDF réclame du temps pour l’optimiser.
Extraits:
La tension monte entre EDF et l’État sur le financement des six premiers EPR2. EDF a en effet du mal àfaire passer un devis qui friserait maintenant «les 100 milliards d’euros», comme l’a évoqué Marc Ferracci, le ministre de l’Industrie et de l’Énergie, sur Sud Radio le 18 février. C’est près de 20% de plus que le dernier chiffrage provisoire, de fin 2023, qui était de 67,4 milliards d’euros, soit 79,9 milliards d’euros de 2024, avait réévalué la Cour des comptes dans son dernier rapport sur l’état de la filière EPR, publié en janvier 2025. On ne sait pas si le ministre parlait d’un coût avec ou sans les frais financiers. Ces derniers dépendent directement de la durée des chantiers, qu’EDF cherche à réduire à 70 mois à partir du premier béton. Cela nécessiterait que des pans entiers du génie civil soient préfabriqués, ce qui enfle considérablement les devis.
Frankfurter Allgemeine Zeitung, 27. Februar
Pekings Energiepolitik: China setzt auf Wind und Sonne, aber auch auf Kohle
Das Reich der Mitte nutzt mehr erneuerbare Energien als jemals zuvor. Zugleich werden so viele Kohlekraftwerke geplant wie seit zehn Jahren nicht.
Extraits:
Der Bau immer neuer Kohlekraftwerke in China untergrabe die Fortschritte des Landes im Bereich der Dekarbonisierung, heißt es in einem aktuellen Bericht des Centre for Research on Energy and Clean Air (CREA) und des Global Energy Monitor. Demzufolge begann das Land im vergangenen Jahr mit dem Bau von Kohlekraftwerken mit Kapazitäten von 94,5 Gigawatt (GW) und nahm 3,3 GW an ausgesetzten Projekten wieder auf, was laut den beiden Denkfabriken dem höchsten Bauvolumen der vergangenen zehn Jahre entspricht.
Den massiven Ausbau erklären die Analysten mit Investitionen im Kohlebergbausektor, was sie zweifeln lässt, dass China von fossilen Brennstoffen wegkomme. Die Wissenschaftler gehen aber dennoch davon aus, dass die erneuerbaren Energien, die ebenfalls rasant ausgebaut werden, den Anteil der Kohle an der Stromerzeugung langsam verringern werden. China arbeite auf sein „Dual-Carbon“-Ziel hin, nämlich die CO2-Emissionen bis 2030 zu reduzieren und bis 2060 CO2-Neutralität zu erreichen.
In Bezug auf erneuerbare Energien in China verkündete der gleiche Thinktank CREA positive Erkenntnisse aus einer aktuellen Analyse. Der zufolge machten Technologien für saubere Energie vergangenes Jahr erstmals mehr als zehn Prozent der chinesischen Wirtschaft aus, mit einem Umsatz und Investitionen im Wert von 13,6 Billionen Yuan (1,9 Billionen US-Dollar).
Die Sektoren für erneuerbare Energie verantworteten laut den CREA-Forschern 2024 ein Viertel des Wachstums des Bruttoinlandsprodukts (BIP) des Landes und übertrafen den Wert der Immobilienverkäufe. Sie identifizierten besonders drei Branchen, die zu diesem Wachstum beitrugen, nämlich Solarenergie, Elektrofahrzeuge und Batterien. (…)
Beeindruckend sei die Höhe der Investitionen Chinas in saubere Energie dennoch, sie entsprächen laut dem CREA-Bericht fast dem weltweiten Betrag, der 2024 in fossile Brennstoffe investiert wurde und der Größe der saudi-arabischen Wirtschaft.
Die drei Wachstumsbranchen Elektrofahrzeuge, Batterien und Solarenergie generierten drei Viertel der Wertschöpfung und zogen mehr als die Hälfte aller Investitionen in diesen Sektoren an, so die Analysten. Diese Sektoren wuchsen dreimal so schnell wie die chinesische Wirtschaft insgesamt und machten 26 Prozent des gesamten Wachstums des Bruttoinlandsprodukts (BIP) im Jahr 2024 aus.
Bemerkenswert finden die Wissenschaftler, dass China sein BIP-Wachstumsziel von fünf Prozent ohne saubere Technologien verfehlt hätte und nur um 3,6 Prozent gewachsen wäre. Sie rechnen damit, dass die Investitionen in saubere Energien 2025 weiter steigen werden, da große Projekte vor dem Ende des 14. Fünfjahresplans (Zeitraum 2021 bis 2025) abgeschlossen sein müssen. Wie es von 2026 an mit den Investitionen in Erneuerbare weitergehe, hänge von den neuen Zielen des nächsten Fünfjahresplan ab, der in diesem Jahr fertiggestellt wird.
The Guardian, February 26
‘Homegrown’ Swedish battery startup admits importing vital components
Northvolt, which claims to run Europe’s first homegrown gigafactory, admits it depends on Chinese suppliers for cathode active material
Full text :
The Swedish startup Northvolt has admitted that a vital component of its batteries is imported amid claims that the company, which claims to run Europe’s first homegrown gigafactory, depends on Chinese suppliers.
It comes as a documentary programme to be shown in Sweden on Wednesday by the national broadcaster SVT, exposes the company’s failure to build a truly homegrown battery after its attempts to produce its own cathode active material at its Northvolt Ett factory in Skellefteå, northern Sweden, were unsuccessful.
Reporters from the current affairs show Uppdrag Granskning spoke to two employees who said the company had instead had to import the vital component from China.
Northvolt was founded in 2016 with the aim of creating “the world’s greenest battery” and was hailed as Europe’s big hope against dependence on oil and imported batteries from China. Despite admitting that it outsources key materials, it continues to describe Northvolt Ett as “Europe’s first homegrown response to [the] opportunities and needs of an electric world”.
Earlier this month, after being contacted by SVT, Northvolt published a statement on its website in which it said “to date, Northvolt has sourced cathode active material for its cell production from external parties” while it worked to establish its own in-house cathode active material production, listing China, Japan, South Korea and Sweden as approved sources.
In October, it added, that it “suspended activities” in that part of the factory, called Upstream 1, as part of the company’s strategic review.
Northvolt claims that publication of this information “was not related to their upcoming programme”.
The documentary comes after months of turbulence at the company which, amid severe production delays, in November filed for Chapter 11 bankruptcy protection in the US. The next day co-founder Peter Carlsson resigned as chief executive.
Last week, Northvolt agreed to sell its industrial battery unit, based in Gdańsk, Poland, to Scania, the Swedish truck maker, for an undisclosed sum.
Northvolt said it had never promised or aimed to be an “all-Swedish battery” but that it had planned to start its own cathode production before it was put on “pause” in the autumn.
A Northvolt spokesperson said: “To our knowledge, the programme doesn’t present any new information of significance. It’s not correct that our comment to Uppdrag Granskning was the first time we communicated to all cathode material being imported.
“We communicated our intention to pause the production of cathode material in a press release on 9 September last year, and the sourcing of cathode material has been described in various contexts, for example our annual reports 2021-2023.
“We’re proud to conclude that also with external cathode materials, our products have a remarkable sustainability performance and a lower CO2 footprint than most competitors.”
Emma Nehrenheim, president of Northvolt battery systems and materials, said they had originally planned to produce their own cathode material, but that they were forced to find other solutions.
She told SVT: “Due to our operational and financial situation, we unfortunately had to make short- and medium-term reprioritisations. For our integrated model and the sustainability goals, this has consequences, for example we will have to push forward certain goals for recycled material and carbon footprint.
“It is not something we desire, and in the long term we will – and of course I want to personally – work to find our way back to the strategy we once chose, either by ourselves or in partnership with others.
“In the meantime, we are working very actively to drive improvements in the existing value chain for cathode materials, for example by driving increased transparency, share of renewable energy and recycled material.”
Contrepoints / IREF, 19 février
L’Europe pourrait abandonner ses délires de zéro émission nette au profit des vraies urgences : son économie et sa défense
Article intégral :
Les discours du secrétaire américain à la Défense, Pete Hegseth, et du vice-président JD Vance, vont peut-être réveiller l’Europe, provoquer une prise de conscience et, qui sait, un changement de cap. Il est de plus en plus évident que le fardeau réglementaire et normatif doit être largement allégé pour laisser respirer l’économie. Car il devient urgent que les entrepreneurs reprennent confiance, condition essentielle pour stimuler l’innovation et tenter de rattraper l’Amérique. Il faudrait aussi – et surtout – stopper cette politique suicidaire de zéro émission nette de carbone qui pénalise l’économie européenne.
Fin janvier, l’UE a dévoilé une nouvelle stratégie de croissance. Dans un rapport intitulé Competitiveness Compass for the EU, la Commission semble amorcer une nouvelle stratégie, en évoquant moins le changement climatique et beaucoup plus les investissements privés. Dans le cadre de ce rapport, la présidente de la Commission européenne, Ursula von der Leyen, laisse entendre que l’Europe pourrait tempérer son exigence que toutes les nouvelles voitures et camionnettes soient à zéro émissions nettes d’ici 2035, voire y renoncer. Une certaine flexibilité pourrait être introduite. Elle suggère que les voitures électriques pourraient ne plus être absolument imposées et admet pratiquement que la rigidité de cet objectif initial tue l’industrie automobile de notre continent. Elle promet également une grande simplification de la réglementation verte.
Mme von der Leyen veut réduire de 25 % le coût des formalités et tracasseries administratives pour les entreprises, voire de 35 % pour les plus petites. Sur la sellette, les récentes règles les obligeant à rendre compte de leurs émissions de carbone et effets environnementaux divers tout au long de leurs chaînes d’approvisionnement mondiales. C’est la première fois que Bruxelles admet que les obsessions climatiques de l’Europe tuent la croissance économique.
Les positions isolationnistes de l’administration Trump et ses admonestations aux Européens afin qu’ils dépensent plus pour leur défense (et pour l’Ukraine) sont aussi des raisons qui incitent Bruxelles à changer de braquet. Ne sachant pas si oui ou non ils pourront compter sur l’armée américaine, les pays membres de l’UE sont acculés à se prendre en main et augmenter leurs budgets de défense. C’est l’occasion ou jamais : il faut relâcher la pression sur les objectifs climatiques, il est bien plus urgent de renforcer notre protection et d’aider l’Ukraine à rester souveraine et indépendante.
Neue Zürcher Zeitung, 15. Februar
Die Niederlande und Belgien hätten gerne mehr Atomkraft: Aber die Hürden sind riesig
Beide Länder wollen die Kernkraft ausbauen, um die Umweltbilanz zu verbessern. Doch nach Jahren des energiepolitischen Hin und Her fehlt es gleichsam an allem, um diese Energie wiederzubeleben.
Extraits:
Manche europäische Regierung hätte gerne mehr Atomkraft, um die von vielen befürchtete «Stromlücke» abzuwenden und die CO2-Bilanz aufzubessern. Aber das Vorhaben ist viel schwieriger zu erreichen, als sich das die Politiker vorstellen. Die wichtigsten Partner von Nuklearprojekten spielen nämlich häufig nicht mit: Das sind die Investoren, die Betreiberfirmen der Anlagen und die Gemeinden in jenen Gegenden, in denen die Werke gebaut werden sollen oder bereits stehen. Diese Erfahrung machen gerade Belgien und die Niederlande.
Belgien hat seit vergangener Woche eine neue Regierung unter dem flämischen Regionalisten Bart De Wever. Sie will die Atomkraft ausbauen, doch das stösst beim Betreiber dieser Werke, der französischen Gesellschaft Engie, auf Widerstand. Deren Strategie sieht vor, aus der Nuklearenergie auszusteigen.
Wie in vielen Ländern herrscht in Belgien punkto Atomstrom ein Hin und Her. Vor 22 Jahren beschlossen Regierung und Parlament ein Gesetz zum Ausstieg und zur Stilllegung der Kraftwerke. Aber mit dem Ukraine-Krieg und den steigenden Energiepreisen änderte sich die Einstellung zur Atomkraft. Zwei Reaktorblöcke werden derzeit zwar definitiv heruntergefahren. Bei zwei weiteren hat das Management von Engie der Regierung jedoch zähneknirschend zugesagt, die Laufzeit um zehn Jahre bis 2035 zu verlängern. Laut eigenen Aussagen nimmt sie dafür hohe Ausgaben auf sich.
Doch De Wever will mehr: eine Verlängerung über 2035 hinaus und vor allem eine Prüfung, ob man die Werke, die stillgelegt werden, wieder in Betrieb nehmen könnte. Das allerdings widerspricht der Geschäftsstrategie von Engie. Eine Laufzeit über 2035 hinaus sei «undenkbar», hat der Chef von Engie Belgien jüngst erneut betont. Wenn der Staat das wolle, müsse er die Werke selber betreiben.
Mit so viel Wankelmut wird es Belgien allerdings kaum gelingen, Investoren und private Betreiber für eine Betriebsverlängerung oder gar neue Anlagen zu gewinnen.
Investoren halten sich von der Atomkraft ohnehin fern. Diese Erfahrung machen auch die Niederlande. Dort gibt es nur ein Atomkraftwerk. Die heterogene Regierungskoalition, der auch die rechtspopulistische Vereinigung PVV von Geert Wilders angehört, spielt allerdings mit dem Gedanken, vier Anlagen neu zu bauen. Dieses Vorhaben hatte bereits die Vorgängerregierung unter dem jetzigen Nato-Generalsekretär Mark Rutte gewälzt.
Aber schon vor Monaten ist klargeworden, dass private Investoren kaum bereit sind, die Nuklearkraftwerke zu finanzieren. Nicht nur die schwankende Haltung der Politik gegenüber der Atomkraft schreckt sie ab, sondern auch die lange Bauzeit mit häufigen Kostenüberschreitungen.
Damit sind auch die ehrgeizigen Nuklearpläne der niederländischen Regierung gescheitert. (…) Die Regierung wollte Investoren mit Subventionen und Garantien anlocken, sieht davon nun aber ab. Laut Hermans hätte das Verhältnis von Risiko und Ertrag für den Staat nicht mehr gestimmt.
Nuklearenergie ist somit auch in den Niederlanden eine Energieform, welche sich Politiker zwar wünschen, um sich bei der Stromversorgung unabhängiger vom Ausland zu machen und den CO2-Ausstoss zu reduzieren. Aber eine Gefolgschaft kann die Regierung nicht mobilisieren – nicht einmal in jener Region, wo ein Atomkraftwerk steht. (…)
Für die Niederlande und Belgien gilt offenbar erst recht, was die Internationale Energieagentur in einem Bericht betont: Die Nuklearindustrie müsse viele Hürden überwinden, um ein Comeback zu schaffen und eine Rolle bei der Energiewende zu spielen.
Contrepoints, 14 février
ZFE : la « France d’en-bas » mise à la casse
Après les véhicules Crit’Air 4 et 5, c’est au tour des Crit’Air 3 d’être bannies de plusieurs grandes villes françaises depuis le début de l’année. Une politique foncièrement injuste qui sanctionne les plus précaires.
Article intégral :
Quand on est pauvre, on fait plus attention parce qu’on n’a pas le choix : on ne laisse pas les lumières allumées en sortant d’une pièce, on met le chauffage au strict minimum, on ne fait pas tourner le lave-linge quand la cuve n’est qu’à moitié pleine, on ne part pas en vacances à l’autre bout du monde, on ne gaspille rien, on se rationne sur à peu près tout pour ne pas faire flamber les factures. On n’a pas non plus les moyens de changer sa voiture pour un modèle moins polluant dès qu’elle montre des signes d’obsolescence. Comme si les privations n’étaient déjà pas si pénibles à supporter au quotidien, voilà que les propriétaires de véhicules classés Crit’Air 3 n’ont désormais plus le droit de les utiliser dans un nombre croissant de communes françaises, estampillées de l’horrible sigle technocratique « ZFE » (Zone à Faibles Émissions). Et tant pis s’ils ne peuvent faire autrement, ils n’ont qu’à se débrouiller pour acheter un véhicule plus récent ou prendre ces bétaillères modernes cradingues, insécurisées, bondées, voire infestées de particules fines, que sont les transports en commun. Ça tombe bien, une partie des nouveaux métros parisiens comporteront beaucoup moins de places assises pour qu’on puisse encore plus s’y entasser. Rappelons au passage que bus, métro et RER parisiens étaient classés comme les plus dangereux de France en 2022 selon les chiffres du ministère de l’Intérieur.
Cette diabolisation, orchestrée par des élus qui passent leur temps à vadrouiller dans des berlines de fonction ou des avions, qui n’hésitent pas à prendre un jet ou un hélicoptère pour un motif futile, qui ne se restreignent jamais sur rien, a de quoi révolter ceux qui galèrent, qui se sentent floués et n’ont qu’un mince espoir de se faire entendre. Difficile en effet de se fédérer pour protester massivement dès lors qu’on n’est soutenu par aucun lobby et que ces interdictions de circuler sont organisées au compte-goutte, selon les villes ou les catégories de véhicules : hier les Crit’Air 4 et 5, aujourd’hui les Crit’Air 3, demain les Crit’Air 2. Une mise au ban silencieuse, progressive, métronomique, indolore pour ceux qui ne sont pas encore concernés et qui n’ont pas conscience qu’ils sont les prochains sur la liste.
Ainsi l’automobiliste, qui était déjà pris depuis des lustres pour une vache à lait rackettée non-stop par le prix du carburant, des contrôles techniques, des péages, des stationnements, des amendes, est aujourd’hui également pris pour un âne bâté, tenu de demander la permission de conduire dans certaines agglomérations de l’Hexagone, qui n’appliquent de surcroît pas toutes les mêmes règles. Une partie d’entre elle, telles que Montpellier, Grenoble, Toulouse ou Nîmes, octroient une dérogation permanente aux petits rouleurs qui parcourent, selon les cas, moins de 8000 ou 5000 kilomètres par an. D’autres sont impitoyables, tel Paris qui, fidèle à sa politique soviétisante, ne prévoit qu’une tolérance le soir et le week-end ainsi qu’un passe dérogatoire de 24 jours par an.
Question n°1 : comment peut-on pondre des mesures aussi absurdes, qui ne reposent par surcroît sur aucune preuve scientifique concrète ? L’impact d’un véhicule sur la pollution dépend aussi de sa fréquence d’utilisation et du type de trajets qu’il effectue chaque année. Une voiture thermique flambant neuve qui roule sans arrêt sur de longues distances polluera forcément davantage qu’une vieille guimbarde qui se déplace avec modération.
Question n°2 : dans les villes où les Crit’Air 3 ne sont autorisés que le week-end et le soir, en quoi est-il bénéfique pour la pollution de les forcer donc à rouler tous le même jour pour faire leurs courses, ou ne serait-ce que pour recharger la batterie, d’intensifier ainsi les embouteillages (donc la pollution), et de les obliger à déserter les magasins en semaine avec les répercussions économiques désastreuses qui en résultent, et que subissent d’ailleurs déjà les commerces situés dans la Zone à Trafic Limité (ZTL, l’autre sigle barbare de la tyrannie pseudo-écolo) du centre de Paris ?
Les Crit’Air 5, 4 et 3, qui ne représentent en France que 29% des quelque 39 millions de voitures particulières, ont bon dos. Selon Airparif, en Ile-de-France, « Le chauffage au bois résidentiel est responsable de 47% des émissions de particules fines (PM2,5) en Île-de-France, suivi par le transport routier, responsable de 16% des émissions. (…) Concernant les émissions d’oxydes d’azote (NOx), 47% sont dues aux véhicules thermiques (dont 86% aux véhicules diesel particuliers, utilitaires, bus et poids lourds), et 12% aux appareils de chauffage au gaz. (…) 31% des émissions de gaz à effet de serre sont dues aux véhicules essence, diesel et gaz, 26% au chauffage résidentiel et tertiaire au gaz fossile et 11% aux activités industrielles. »
Les conséquences de cette ségrégation automobile seront dramatiques pour tous ceux qui ne peuvent se passer de véhicule mais qui ne peuvent s’offrir le luxe d’en changer, quelles que soient les aides financières disponibles : ceux qui ont besoin de leur voiture pour travailler, déposer leurs enfants à l’école, à la crèche, ou transporter des parents âgés ; ceux qui peuvent difficilement prendre les transports collectifs pour raison médicale, qui souffrent d’un handicap, qui doivent consulter fréquemment leur médecin, mais qui ne remplissent pas tous les critères pour bénéficier de la CMI ou d’une prise en charge en ALD (ces deux cas de figure donnant lieu à dérogation) ; ceux qui doivent régulièrement conduire leur animal gravement malade chez le vétérinaire ; ceux qui doivent transbahuter des objets lourds ou encombrants, faire leurs emplettes en dehors du week-end, se déplacer pour un imprévu urgent, etc. Ceux-là continueront de rouler dans l’illégalité, avec la peur au ventre de se prendre une amende de 68 euros. Parce qu’ils ne peuvent pas faire autrement. Il est d’ailleurs assez cocasse de voir le nouveau directeur général des services de la métropole du Grand Paris, Philippe Castanet, s’étonner qu’un tsunami de Franciliens catastrophés se renseignent pour tenter d’obtenir le précieux sésame qui leur permettra de circuler : « Nous avons été surpris par l’ampleur du nombre de personnes qui sollicitaient des dérogations pour des questions médicales, ce qui va peut-être nous amener à réfléchir à la formulation de cette dérogation pour la simplifier. »
Eh oui, n’en déplaise aux bureaucrates hors sol qui la régentent, la plèbe ne peut pas se passer si facilement de « bagnole ». Une enquête de la Ligue de défense des conducteurs estime même qu’un demi-million de salariés pourraient perdre leur emploi. De son côté, l’association 40 Millions d’automobilistes donne la parole aux citoyens pénalisés dans le documentaire « ZFE : la bombe à retardement ». Une timide rébellion se lève : le hashtag #gueux, popularisé par l’écrivain Alexandre Jardin, fait des émules sur les réseaux sociaux. Les élus se mettent à craindre une résurgence des Gilets Jaunes ; certaines villes retardent même la mise en place des restrictions ou des verbalisations, en espérant sans doute que les protestations se seront essoufflées d’ici là. Et peut-être aussi pour ménager la chèvre et le chou en vue des prochaines élections municipales…
Pourquoi ne pas tout simplement laisser le parc des vieux tacots s’éteindre de lui-même et arrêter, pour reprendre la formule d’un célèbre porschiste, « d’emmerder les Français » ? D’autant que le moteur thermique est loin d’avoir rendu son dernier vrombissement. Les constructeurs, notamment allemands, qui avaient misé sur le tout-électrique, font marche arrière face aux réticences des consommateurs. L’UE envisagerait même d’assouplir l’interdiction de la vente de véhicules thermiques neufs programmée en 2035 en autorisant la commercialisation des voitures hybrides rechargeables, des range extenders (prolongateurs d’autonomie pour véhicules électriques) et des e-carburants.
Réalisée en septembre 2023, l’enquête Aramisauto-OpinionWay « Les ménages modestes et la voiture » révèle que, budget oblige, seuls 12% d’entre eux seraient prêts à acheter une voiture électrique tandis que 65% opteraient pour une motorisation thermique. Parmi les détenteurs de Crit’Air 4 et 5, qui n’ont plus le droit de circuler dans les ZFE, 36% affirment être déterminés à braver l’interdiction de circuler et 21% ont carrément renoncé à se déplacer (+7 points par rapport à 2022) !
Les automobilistes se retrouvent pris en étau entre les injonctions européennes en faveur du climat et l’idéologie punitive d’une (extrême) gauche écolo, résolument antibagnole par posture et ennemie jurée de l’hédonisme par… nature. Pour cette gauche-là, la voiture n’est pas qu’un simple moyen de locomotion mais un marqueur social, un symbole d’individualisme, de libéralisme et, qui sait, peut-être même de virilisme comme le barbecue.
Quant aux voitures de collection, les seules antiquités routières qui bénéficient fort heureusement d’une dérogation permanente pour flâner dans les ZFE, elles continuent de faire rêver. L’édition 2025 de Rétromobile qui vient de s’achever à Paris a battu des records de fréquentation, attirant 146 000 visiteurs. Le salon, qui fêtera sa cinquantième édition l’an prochain, va même s’exporter pour la première fois à New York.
https://www.contrepoints.org/2025/02/13/480138-zfe-la-france-den-bas-mise-a-la-casse
Frankfurter Allgemeine Zeitung,10. Februar
Grüne Irrtümer: Frankreich steht energiepolitisch besser da
Frankreichs Energieversorgung steht vor großen Herausforderungen. Mit Pauschalkritik sollte man sich jedoch gerade in Deutschland zurückhalten, zumal die Argumente nicht überzeugen.
Larges extraits:
Wes Geistes Kind er ist, zeigte Robert Habeck, als er Frankreich wegen des Festhaltens an der Kernenergie eine „planwirtschaftliche Energieversorgung“ vorhielt. Nach seinem Paris-Besuch ätzte er coram publico über eine „altmodische Industrie“.
Die für einen Bundesminister bemerkenswert respektlosen Aussagen mögen drei Jahre zurückliegen. Doch die grünen Giftpfeile werden seither nicht weniger und zerstören immer mehr Beziehungskapital. Zunehmend hat man den Eindruck, das Abarbeiten am Nachbarn hat System. Frei nach dem Motto: Die französische Energiepolitik kann nicht richtig sein, da die Lehrmeinung doch besagt, dass Kernkraftwerke in einem Strommix mit hohem Erneuerbaren-Anteil keinen Platz haben.
Zweifelsohne steht Frankreichs Energieversorgung vor großen Herausforderungen. Viel zu lange hat man sich auf früheren Anstrengungen ausgeruht. Nachdem Ende der Neunzigerjahre die letzten Kernkraftwerke in Serie errichtet worden waren, wurden die Ingenieursausbildung eingedampft und Investitionen auf die lange Bank geschoben.
Der seither einzige Reaktorneubau in Flamanville wurde ebenso zum Fanal der kastrierten Kerntechnik wie die Korrosionsschäden, die vor drei Jahren ihre Kreise zogen. Der Schlingerkurs reichte bis in die erste Amtszeit von Präsident Emmanuel Macron. So stammen heute rund 70 Prozent des Stroms aus Reaktoren, die mit durchschnittlich 40 Jahren alles andere als brandneu sind, während die unlängst angekündigten Neubauten wohl frühestens 2037 ans Netz gehen können. (…)
Auch in Frankreich steht damit in den Sternen, wie der wachsende Strombedarf durch die Elektrifizierung von Verkehr, Industrie und Heizungen gedeckt werden soll. Das Erneuerbaren-Potential ist riesig, man denke nur an die sonnenverwöhnte Provence oder die Tausende Kilometer Küste. Doch wohl kaum ein Volk stemmt sich so erbittert gegen Windräder wie die Franzosen.
Mit Pauschalkritik sollte man sich jedoch gerade in Deutschland zurückhalten. So ermöglicht Frankreichs Kernkraftwerkspark ein Emissionsniveau, von dem man auf der anderen Rheinseite nur träumen kann. Die jüngsten Korrosionsschäden wurden repariert. Zugleich produzieren die 56 Altreaktoren beständig Strom zu einem Preis, mit dem kein deutsches Kohle- und Gaskraftwerk mithalten kann.
Das unterstreicht der wachsende Stromexport. Vor allem in wind- und sonnenarmen Stunden greift Deutschland auf eine Technik zurück, die man bei sich zu Hause ohne Not beerdigt hat. Lieber verpestet man mit Kohle- und neuen (!) Gaskraftwerken die Umwelt. Diese Bigotterie kann in Paris praktisch niemand nachvollziehen.
Die Argumente überzeugen nicht
Viel spricht dafür, dass Frankreich energiepolitisch besser aufgestellt ist als Deutschland. Das gilt zumindest für die nahe Zukunft, in der bezahlbare Großspeicher und „grüner“ Wasserstoff en masse ein Wunschtraum bleiben. Auf deutscher Seite sollte man das nüchtern anerkennen und Komplementaritäten suchen, statt die Politik des wichtigsten Nachbarn schlechtzureden.
Zumal die Argumente nicht überzeugen: Ja, niemand betreibt Kernkraftwerke ohne staatliche Versicherung, und für den Atommüll gibt es noch keine Verwertung. Aber es gibt gute Gründe wie die Versorgungssicherheit, warum alle großen Industrienationen außer Deutschland in dieser geopolitischen Gemengelage daran festhalten.
Frankreichs Uran-Bezug wurde mit einem neuen Abkommen mit der Mongolei weiter diversifiziert. Den Kostenvergleich mit Erneuerbaren müssen alte Reaktoren nicht scheuen, erst recht nicht, wenn man die Kosten für Netzanschluss, Flächenverbrauch und Systemintegration dazurechnet. Und die Behauptung, die französischen Kernkraftwerke fielen im Sommer wegen Kühlwassermangel reihenweise aus, ist schlicht ein Märchen aus der grünen Mottenkiste.
Im Krisenjahr 2022 waren vier Standorte zwischen einem und neun Tagen von Einschränkungen betroffen. Der Netzbetreiber erwartet wegen Dürre und Hitze bis 2050 eine verlorene Jahresproduktion von durchschnittlich ein bis zwei Terawattstunden. Im Extremfall seien es etwas mehr als zehn. Frankreichs jährliche Atomstromproduktion beträgt mehr als 350 Terawattstunden.
😂 L’Opinion, 31 janvier, libre accès
AUDIO : Faute de nucléaire, la Belgique produit de l’électricité avec des moteurs de Boeing au kérosène (ce n’est pas une blague)
« Voyage en absurdie », la chronique matinale d’Emmanuelle Ducros sur Europe 1
The Economist Leader, January 24, pay wall
Power to the foreigners : To make electricity cheaper and greener, connect the world’s grids
Less than 3% of the world’s power is internationally traded—a huge wasted opportunity
Extraits:
Norwegian politicians have had a shock. Wholesale power prices have been spiking, as wind-powered neighbours rush to import Norwegian electricity when the normally blustery North Sea turns calm. The big political parties are suddenly souring on the idea that Norway should export ever more of its abundant hydropower. Several want some of the cables carrying electricity abroad to be switched off. The Progress Party, which is leading in the polls, also wants to increase already generous subsidies for household bills. One way or another, in the name of reducing domestic prices, exports seem likely to be curbed after elections later this year.
Norway would be shooting—or zapping—itself in the foot. Its transmission links to nearby countries are good for it, Europe and the planet. International cables make electricity cheaper, greener and more reliable. Around the world, less than 3% of all power crosses a border. Some countries, such as Bangladesh and Singapore, are trying to import more. Most others should do the same.
Connecting up grids brings a host of benefits. Countries need fewer largely redundant power plants that are used only when demand peaks or when other generation goes offline. The top-up to supply can come down a cable instead. This makes it cheaper to generate electricity at both ends of the wire. Extra connections are especially helpful for cutting greenhouse-gas emissions. Grids with lots of solar or wind power see big fluctuations in generation and prices, depending on the weather. If power can be exported when it’s abundant, instead of being wasted, investment in renewables becomes more attractive. If the wind dies, power can come from far off, where it is still blowing.
Savings are often to be had at one end of the cable or the other, depending on which market has higher prices at any given moment. Power can flow from where it is cheap to where it is costlier, lowering prices overall.
True, this means that the price rises in the cheaper market, which is the source of the dismay in Norway. But Norwegians are forgetting that domestically produced power is not always cheaper. Whenever the current in the cables flows towards them, it helps reduce high prices. (…)
Governments may worry that the country at the other end will cut the power or that the cables will be sabotaged, as a subsea communications link off Taiwan may have been this month. And so they might—but the best defence is to have lots of cables to many countries. Diversifying sources of supply multiplies the economic benefits while reducing dependence on each supplier, and hence their leverage.
Indeed, international cables help protect against the unpredictable. Although Britain is typically a big power importer, it became an exporter when high natural-gas prices crimped power generation in the EU after Russia’s invasion of Ukraine. France is usually a big exporter, but when many of its nuclear plants were closed for maintenance, it needed imports. Who knows—water levels may someday sink low enough in Norway’s reservoirs that it will want more cables, not fewer. ■
Frankfurter Allgemeine Zeitung, 17 janvier, article payant
Atomausstieg: „Deutschland hat einen historischen Fehler begangen“
Neue Zahlen der Internationalen Energieagentur IEA zeigen: Die globale Atomstromerzeugung wächst und wächst. Der Chef der IEA spart nicht mit Kritik am deutschen Weg.
Extraits :
Die Internationale Energieagentur (IEA) sieht ihre jüngsten Prognosen bestätigt und die Kerntechnik im Aufwind, die nach der Wasserkraft global zweitgrößte emissionsarme Stromquelle. In einem am Donnerstag veröffentlichten Bericht spricht sie von einem „starken Comeback, mit steigenden Investitionen, neuen technologischen Fortschritten und unterstützenden politischen Maßnahmen in mehr als 40 Ländern“. Kernkraftwerke produzierten dieses Jahr so viel Strom wie nie zuvor. Das Interesse an der Technik sei auf dem höchsten Stand seit den Ölpreiskrisen der Siebzigerjahre.
Es würden neue konventionelle Kernkraftwerke gebaut, zugleich verändere die Entwicklung kleiner modularer Reaktoren die Innovationslandschaft, schreibt die in Paris ansässige IEA. Die ersten dieser im Fachjargon Small Modular Reactors (SMR) genannten Kleinanlagen würden voraussichtlich um das Jahr 2030 den kommerziellen Betrieb aufnehmen. Dass die Stromnachfrage in den kommenden Jahrzehnten nicht zuletzt durch Rechenzentren stark ansteigen dürfte, untermauere die Bedeutung ausreichend neuer Quellen für stabile, emissionsarme Elektrizität.
„Es gibt viele Anzeichen dafür, dass wir in eine neue Ära der Kernenergie eintreten“, bekräftigte IEA-Chef Fatih Birol im Gespräch mit der F.A.Z. Wichtigster Treiber der Entwicklung sei China. Von den 63 Reaktoren, die Ende 2024 auf der Welt im Bau befindlich waren, entfällt laut IEA rund die Hälfte auf das Reich der Mitte. (…)
Während die letzten Neubauten in den USA, Europa und auch Korea viel länger dauerten als geplant, hat China laut IEA zwischen 2017 und 2023 im Durchschnitt nur sieben Jahre je Projekt gebraucht. (…)
Das Kräftegleichgewicht in der Nuklearindustrie verschiebt sich durch Chinas Aufstieg. Spielte der Westen seit den Siebzigerjahren eine führende Rolle in der Kerntechnik, stagniert ihr Anteil an der Stromerzeugung in den USA. In Europa ist er sogar stark rückläufig.
Mit Kritik am deutschen Atomausstieg hält der IEA-Chef nicht hinterm Berg. „Deutschland hat einen historischen Fehler begangen“, sagte er. Das gelte mit Blick auf wettbewerbsfähige Energiepreise, die Energiesicherheit und den Klimaschutz. Erneuerbare Energien werden in Deutschland nun „definitiv der Haupttreiber der Stromerzeugung sein“, so Birol. Ein Comeback der Kernenergie schließt er jedoch nicht aus. Sie sei „kein Muss für Deutschland“, bleibe aber „eine Option“.
Le Monde, 16 janvier, accès libre
EPR de Flamanville : la Cour des comptes estime le coût total à 23,7 milliards d’euros et prévoit « une rentabilité médiocre »
En 2006, avant le début du chantier, les coûts de construction étaient évalués entre 3,2 et 3,3 milliards d’euros.
Extraits :
Quelques semaines après que l’électricien EDF a enfin achevé son chantier maudit de l’EPR (réacteur pressurisé européen) de Flamanville (Manche) et alors que l’Etat actionnaire envisage la construction de six à quatorze nouveaux réacteurs nucléaires, la Cour des comptes a présenté, mardi 14 janvier, un rapport sur la « filière EPR », parlant de « dynamique nouvelle » et de « risques persistants », quatre ans et demi après un précédent rapport thématique, en 2020.
Une mise à jour, d’abord : la Cour évalue désormais à 23,7 milliards d’euros le coût total de l’EPR de Flamanville, le réacteur numéro 3 de la centrale normande, couplé au réseau électrique français le 21 décembre 2024, avec douze ans de retard. Dit autrement, l’addition a encore gonflé par rapport aux 19,1 milliards d’euros estimés en 2020. Et c’est surtout bien davantage, sept fois plus, que les seuls coûts de construction envisagés en 2006 avant le début du chantier (évalués entre 3,2 et 3,3 milliards d’euros).
Entre 2020 et 2024, l’augmentation tient en partie à l’évolution de la valeur de l’euro. Les coûts de construction pèsent pour 15,6 milliards d’euros, en euros de 2023 – soit 13,2 milliards, en euros de 2015. En outre, il faut tenir compte des dépenses liées à la première phase d’exploitation du réacteur. Puis inclure diverses provisions (notamment pour le démantèlement et la gestion des déchets radioactifs), ainsi que des coûts d’emprunt s’ajoutant aux taux d’intérêt liés à la durée de la construction.
Résultat : au regard de la facture finale, la Cour des comptes prévoit dès à présent « une rentabilité médiocre » pour l’électricité produite par ce premier EPR sur le sol français – deux exemplaires l’ont précédé en Chine et un en Finlande, également avec retards et surcoûts. (…)
Du défaut de pilotage du chantier à la perte de compétences techniques de l’industrie nucléaire, après une longue période sans commande, les explications aux déboires de l’EPR de Flamanville sont variées. En 2020, le constat avait inspiré à la Cour plusieurs recommandations. « Leur mise en œuvre est à ce jour partielle voire incomplète », critique désormais l’institution.
Du brouillard entoure encore la relance du nucléaire civil. En février 2022, dans son discours de Belfort, vantant les mérites d’une électricité bas carbone, le président de la République, Emmanuel Macron, fixait l’objectif de lancer la construction d’au moins six nouveaux réacteurs nucléaires : six EPR 2, c’est-à-dire des modèles censés être plus simples à bâtir que l’EPR. Voire de huit autres par la suite. Or, depuis l’annonce du chef de l’Etat, « la structure du financement du programme EPR 2 n’est toujours pas arrêtée ».
« Ces délais et incertitudes (…) réduisent la visibilité dont les acteurs de la filière ont besoin pour s’engager dans les projets industriels de cette ampleur et obtenir des financements. L’accumulation de risques et de contraintes pourrait conduire à un échec du programme EPR 2 », alerte la Cour. Et d’ajouter par ailleurs : « Même si la filière nucléaire française a commencé à s’organiser (…), elle est loin d’être prête et doit encore surmonter de nombreux défis dont certains sont préoccupants. » (…)
Les six premiers EPR 2 sont prévus, par paire, dans les centrales déjà existantes de Penly (Seine-Maritime), de Gravelines (Nord) et du Bugey (Ain). Selon un chiffrage d’EDF en date de 2023, les coûts de construction s’élèveraient à 79,9 milliards d’euros. Un montant qui dépasse le scénario médian du gouvernement en 2022,à partir d’un audit externe. Et encore, cette somme ne tient pas compte d’un quelconque coût de financement, et donc d’intérêts bancaires. (…)
L’Express, 15 janvier, article payant
Nucléaire : “Il ne faudrait pas que la rentabilité des EPR tombe à zéro”
Energie. Pour la Cour des comptes, la filière nucléaire doit encore surmonter de nombreux défis, dont certains sont préoccupants, estime Franck Gbaguidi, chez Eurasia Group.Extraits :
Même si ce n’est pas son intention, le nouveau rapport de la Cour des comptes donnera sans doute du grain à moudre aux antinucléaires. Il rappelle que la rentabilité des EPR est au mieux incertaine, au pire médiocre. Pour Flamanville 3, dans un scénario où les prix de vente de l’électricité n’atteignent pas 90 euros par mégawattheure, il paraît difficile d’envisager une rentabilité de 2 %, notent les experts. Et pour atteindre une rentabilité de 4 %, il faudrait un prix de vente de plus de 138 euros. Or, il était de 77 euros le mois dernier et en dessous de 50 euros avant la pandémie de Covid-19. “Le nucléaire fait pourtant bien partie des solutions pour l’avenir”, assure Franck Gbaguidi, directeur du développement durable chez Eurasia Group. À condition de bien cadrer son développement, ce qui passe notamment, par des hypothèses plus réalistes du côté d’EDF.
L’Express : La Cour des comptes pointe du doigt la rentabilité du réacteur Flamanville 3. Elle dénonce aussi le flou entourant celle des futurs EPR. Doit-on s’inquiéter?
Franck Gbaguidi : On sait depuis longtemps que la rentabilité des grosses installations nucléaires n’est pas très élevée. Il y a quatre ans, la Cour des comptes publiait déjà un rapport épinglant les dépassements sur le chantier de Flamanville et donc l’impact sur la rentabilité du projet. On pourrait être tentés de relativiser le problème. Après tout, lorsqu’on regarde l’ensemble de la politique énergétique de la France, la rentabilité des EPR n’est qu’un élément à considérer parmi d’autres. La relance de l’atome va créer des emplois. Elle nous permet d’exporter de l’électricité. Elle va aussi renforcer notre sécurité énergétique, un thème qui a particulièrement résonné lors des dernières élections présidentielles et après la crise énergétique déclenchée par l’invasion de l’Ukraine. Cependant, le message de la Cour des comptes, c’est surtout de dire : attention, il ne faudrait pas que la rentabilité des futurs EPR passe d’un chiffre proche de zéro à rien du tout. Car cela créerait une cascade de problèmes économiques, voire environnementaux. Le ton employé dans le rapport est plus sévère qu’il y a quatre ans, car une partie des préconisations n’ont pas été suivies.
Quels sont les éléments qui, selon vous, exaspèrent le plus les magistrats de la Cour des comptes?
Tout d’abord, les délais de construction des réacteurs, et les surcoûts qui vont avec. Il y a dans ce domaine des dépassements importants et systématiques. Certes, pour éviter les dérives observées pour les EPR d’Olkiluoto en Finlande, de Hinkley Point au Royaume-Uni ou de Flamanville en France, EDF a mis en place une nouvelle organisation. Mais aujourd’hui, en moyenne dans le monde, il faut 12 à 13 ans pour achever la construction d’un réacteur. Or, EDF défend l’idée qu’elle pourra le faire en sept à neuf ans. C’est une chimère. D’autant qu’il existe de nombreuses incertitudes. Par exemple, le développement des énergies renouvelables va entraîner un afflux d’électrons bon marché en France, et ces énergies sont de plus en plus prioritaires sur le réseau ce qui contraint le facteur de charge des réacteurs nucléaires. Par ailleurs, la demande d’énergie pour ces prochaines années est difficile à prévoir. Ces éléments sont susceptibles de peser sur la rentabilité des futurs EPR. Dans son rapport, la Cour des comptes demande donc aux acteurs de la filière de se montrer plus prudents sur les estimations de ces variables. Car l’écart avec la réalité grandit.
La Cour des comptes demande aussi à la France de freiner le déploiement des nouveaux EPR s’il demeure trop d’incertitudes sur la rentabilité ou le design des réacteurs. EDF pourrait même devoir faire une croix sur certains projets à l’étranger! C’est un message fort.
Absolument. Le rapport recommande de “retenir la décision finale d’investissement du programme EPR2 jusqu’à la sécurisation de son financement et l’avancement des études de conception détaillée”. Il recommande aussi de “s’assurer que tout nouveau projet international dans le domaine du nucléaire soit générateur de gains chiffrés et ne retarde pas le calendrier du programme EPR2 en France”. Si on prend cette consigne au pied de la lettre, cela signifie qu’EDF pourrait avoir à freiner ses ambitions à l’étranger, pour s’assurer en priorité du bon développement de la filière en France. C’est de la bonne gouvernance. Mais le message tranche avec l’impression actuelle d’une filière faisant feu de tout bois.
Frankfurter Allgemeine Zeitung, 13 janvier, article payant
Deutsche Energiewende: Dunkelflauten treiben Import von Atomstrom
Der deutsche Strommix sei so sauber wie nie, jubelt das Fraunhofer-Institut. Doch die Zahlen sind nicht ganz so rosig, wenn man ins Detail geht.
Extraits :
Nicht alles, was gut klingt, ist es auch, nicht einmal in der Energiewende. Zwar zeigen neue Zahlen des Instituts Fraunhofer ISE aus Freiburg, dass 2024 in Deutschland eine Rekordmenge an Strom aus erneuerbaren Energien erzeugt wurde: „Der deutsche Strommix ist so sauber wie nie“, jubelt das Institut in einer Pressemeldung: In der öffentlichen Nettostromerzeugung wurde ein Ökostromanteil von 62,7 Prozent erreicht. Doch sind die Zahlen nicht ganz so rosig, wenn man ins Detail geht.
Dann zeigt sich, dass vor allem der Photovoltaikausbau vorankommt, nicht aber jener der Windkraft. Das ist ungünstig, da die Sonne nachts nicht scheint, zu jenen Stunden aber durchaus Wind weht. Einige Fachleute sagen, der Solarausbau sei jetzt schon überdimensioniert. Zudem sagen die Positivnachrichten aus Freiburg wenig über den Kohlendioxidausstoß des gesamten Primärenergieverbrauchs aus. Der aber ist entscheidend für die angestrebte Treibhausgasneutralität bis 2045.
Pikanterweise führt Deutschland besonders viel Strom aus Frankreich ein, das stark auf die Nuklearenergie setzt. Insofern verbraucht die Bundesrepublik weiter viel Atomstrom, obgleich sie ihn im Inland ablehnt. Wichtigste Stromlieferanten hinter Frankreich waren 2024 Dänemark und die Schweiz. Alle drei lieferten deutlich mehr nach Deutschland als umgekehrt.
Vor allem die Einfuhr französischen Stroms hat massiv zugenommen. Wesentlicher Grund ist die Abschaltung der drei verbliebenen deutschen Kernkraftwerke im April 2023: Hatte Deutschland bis dato jahrelang mehr Strom nach Frankreich ausgeführt als umgekehrt, hat sich das Verhältnis gedreht. Schon 2023 gab es einen leichten Importüberschuss von rund 0,4 Terawattstunden (Twh). 2024 waren es dann 12,9 Twh.
Ökonomen sehen die Entwicklung kritisch. „Natürlich hat der Kernkraftausstieg zu Wohlstandsverlusten geführt, während man gleichzeitig Atomstrom aus Frankreich einführt“, sagt David Stadelmann, Professor für Wirtschaftspolitik und wirtschaftliche Entwicklung an der Universität Bayreuth. „Das wäre so, als wenn man aus politischen Gründen deutsche Autofabriken schließt und dann Autos aus Frankreich importiert.“ (…)
Frankreichs bestehender Kernkraftwerkspark ist wetterunabhängig verfügbar. Zudem wird er nach Prognose der Regulierungsbehörde CRE auch mittelfristig zum Selbstkostenpreis von rund sechs Cent je Kilowattstunde Strom produzieren, viel günstiger als deutsche Gaskraftwerke.
Stadelmann spricht von „Denkfehlern“ und „Systemversagen“ in der deutschen Energiepolitik. Ein wesentlicher Missstand sei, dass der teure Ausbau der erneuerbaren Energien zwar bei passendem Wetter zu einem riesigen Angebot führe. Das sei aber oft zu groß, weil die Einspeisevergütungen dafür sorgten, dass auch bei schwacher Nachfrage produziert werde.
An sonnen- und windreichen Tagen müsse der Strom verschenkt werden, oder die ausländischen Abnehmer müssen bei negativen Strompreisen sogar bezahlt werden, damit sie ihn überhaupt abnehmen. In Dunkelflauten andererseits habe Deutschland zu wenig Ökostrom und gleichzeitig zu wenig regelbare Kapazitäten, etwa Gas- oder Kernkraftwerke. Zudem habe man es versäumt, rechtzeitig Speicher zu bauen. Deshalb müsse Deutschland in Dunkelflauten zu meist hohen Preisen Strom importieren.
„Das Fraunhofer-Institut vergleicht immer nur Deutschland mit sich selbst und kommt dann zu positiven Ergebnissen, das ist aber nicht ausreichend“, kritisiert Stadelmann. „Entscheidend ist nicht der Erneuerbarenanteil am Strom, entscheidender ist der gesamte CO2-Ausstoß.“ Blicke man nach Frankreich, Großbritannien, Österreich oder in die Schweiz, „dann ist deren Energiemix sauberer als der deutsche“, sagt der Fachmann. „So großartig wie dargestellt ist Deutschland also gar nicht.“
Und er fügt an: „Die Menge des produzierten Ökostroms entkoppelt sich mehr und mehr von seinem Wert. Wenn viel Ökostrom erzeugt wird, ist dieser Strom oft wenig oder sogar nichts wert.“ Immer mehr von etwas zu produzieren, das immer weniger wert ist, ist Stadelmann zufolge „ökonomischer Unsinn und führt zu zunehmenden Wohlstandsverlusten“.
Die günstige Kernenergie trug dazu bei, dass Frankreich 2024 seinen Exportrekord knackte und mit knapp 89 Twh netto so viel Strom ins Ausland verkaufte wie nie zuvor. Die Atomstromproduktion, vor zwei Jahren noch durch eine Reihe von Korrosionsschäden beeinträchtigt, hat sich deutlich erholt. Auch die Erzeugung aus Wasser-, Wind- und Solarkraftwerken legte 2024 zu.
Neue Zürcher Zeitung, 12 janvier, article payant
Neue Studie: Kernkraft könnte die Kosten der deutschen Energiewende deutlich senken
Fast die Hälfte des deutschen Stroms könnte 2045 aus Kernkraftwerken kommen – zu deutlich niedrigeren Kosten als ein reiner Ökostrom-Mix. Das zeigt eine neue Untersuchung, die der NZZ vorab vorliegt.
Extraits :
Die Zeit drängt: Deutschland soll bis 2045 klimaneutral werden. Das bedeutet, dass keine zusätzlichen Treibhausgase mehr in die Atmosphäre gelangen dürfen – und unvermeidbare Emissionen vollständig ausgeglichen werden müssen. Nicht zuletzt für die Energieversorgung hat das Konsequenzen: Elektrische Speicher müssen installiert, die Stromnetze modernisiert und Solar- und Windkraft ausgebaut werden.
Eine neue Untersuchung der Umweltorganisation Weplanet, die der NZZ vorab vorliegt, stellt jetzt allerdings die Strategie der deutschen Energiewende infrage. Der Ausstieg aus der Kernkraft, so argumentieren die Studienautoren, führe zu höheren Kosten als nötig, höheren Emissionen als notwendig und darüber hinaus zu einer geringeren Versorgungssicherheit des Landes.
Die Forscher analysieren dabei zwei unterschiedliche Wege, wie Deutschland seinen Stromsektor bis zum Jahr 2045 gestalten könnte: ein Szenario, das neben Wind- und Sonnenkraft auch auf Atomkraftwerke setzt, und eines, das vollständig auf erneuerbare Energien wie Wind und Sonne baut.
Das Szenario mit Atomkraft sieht vor, dass Deutschland im Jahr 2045 rund 43 Prozent seines Stroms aus Kernkraftwerken gewinnt. Dafür müssten nicht nur die kürzlich abgeschalteten Meiler wieder ans Netz gehen, sondern auch neue Anlagen gebaut werden. Den Rest des Stroms würden vor allem Windräder an Land (34 Prozent) und Solaranlagen (11 Prozent) liefern.
Der Vorteil dieses Weges: Die Stromversorgung wäre wetterunabhängiger und damit verlässlicher. Auch die Kosten lägen laut der Studie deutlich niedriger – der Strompreis etwa bei 82 statt 105 Euro pro Megawattstunde. Da weniger Stromleitungen gebaut werden müssten, würden auch die Netzausbaukosten mit 0,7 statt 8,5 Euro pro Megawattstunde nur einen Bruchteil dessen betragen, was ohne Atomkraft nötig wäre.
Ganz anders sieht das Szenario ohne Atomkraft aus: Hier müssten Wind- und Solaranlagen den Grossteil der Stromversorgung übernehmen. Windräder an Land und auf See würden zusammen etwa die Hälfte des Stroms erzeugen, Solaranlagen kämen auf 28 Prozent. Da Wind und Sonne nicht immer zur Verfügung stehen, wären deutlich mehr Gaskraftwerke als Reserve nötig.
Das hat Folgen: Der Erdgasverbrauch läge mehr als dreimal so hoch wie im Szenario mit Atomkraft. Auch müssten deutlich mehr Stromspeicher gebaut werden. Der Bedarf an wichtigen Rohstoffen wie Lithium oder seltenen Erden wäre um 66 Prozent höher. Zudem würde Deutschland stärker von Stromimporten aus dem Ausland abhängig.
Die Autoren der Studie kommen deshalb zu dem Schluss: Deutschland sollte seinen bisherigen Kurs überdenken. Ein Mix aus erneuerbaren Energien und Atomkraft könnte die Klimaziele nicht nur günstiger erreichen, sondern auch zuverlässiger. Mit Atomkraft würde Deutschland im Jahr 2045 nur noch ein Drittel der klimaschädlichen Gase ausstossen, die ohne Atomkraft entstehen würden. (…)
L’Express, 26 décembre, article payant
Incontournable aux Pays-Bas, la géothermie ne prend pas en France… et pourtant
Energie. Le nouveau Premier ministre François Bayrou est favorable à cette technologie. Mais l’Hexagone est très en retard par rapport à d’autres pays européens.
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Aéroport d’Amsterdam Schiphol, début décembre. La nuit a déjà enveloppé le ciel hollandais. Jérôme Stubler, le président d’Equans, invite à “un voyage dans le futur”. Pour celui-ci, les avions sont superflus. Direction le parking souterrain d’un immeuble de bureaux non loin des terminaux, où une enfilade de tuyaux, pompes et échangeurs a remplacé les voitures. L’entreprise française, cédée par Engie à Bouygues en 2022, y finalise l’installation d’un système de géothermie peu profonde nommé Ates (Stockage intersaisonnier de chaleur, en français), qui sera prêt en février 2025. L’outil idéal, estime le patron, pour “franchir une nouvelle frontière : celle de la décarbonation de la chaleur”.
L’Ates utilise l’eau du sous-sol comme réservoir naturel pour stocker l’énergie thermique à long terme. Aux Pays-Bas, sa température dans les nappes phréatiques est d’en moyenne 12 °C. En hiver, l’eau prélevée dans un premier puits, profond d’environ 80 mètres, passe dans une pompe à chaleur, permettant de chauffer les bâtiments, avant d’être refroidie puis réinjectée dans une seconde cavité souterraine. En été, chemin inverse pour rafraîchir les locaux et se passer de la climatisation. L’eau des deux poches, distantes de près de 300 mètres, ne se mélange pas, garantissant la possibilité de puiser du chaud ou du froid selon la saison. Une ressource renouvelable, locale et presque invisible. “Elle doit nous permettre d’être ‘zéro émission’ en 2030, avec vingt ans d’avance sur l’objectif national”, sourit Jörgen Pikker, responsable immobilier pour Schiphol. Le quartier de l’aéroport – dont le terminal 3 – compte déjà plus d’une vingtaine de systèmes Ates, dont l’un des plus anciens du pays, presque tous signés Equans. Et ce n’est pas fini : l’exploitant va encore investir 6 milliards d’euros dans les six prochaines années, notamment pour équiper les terminaux 1 et 2.
“Plus aucun bâtiment dans le pays ne se construit sans ce genre d’installation”, assure Richard Dujardin, vice-président exécutif d’Equans, en charge des Pays-Bas et de la Suisse. (…)
Si “l’autre pays du fromage” fait figure de bon élève dans ce domaine, il n’est pas le seul : la Belgique, la Suisse ou l’Allemagne ont également fortement investi dans la géothermie. La France, elle, n’y est pas : l’ensemble des projets, toutes technologies confondues, n’y représentent que 1 % de la chaleur produite, d’après les chiffres du gouvernement.
Le potentiel géothermique existe pourtant. Cette énergie renouvelable serait disponible sur la quasi-totalité du sol français. Dans le détail, “entre 50 et 60 % de la population pourrait avoir accès à du stockage intersaisonnier”, affirme le président d’Equans, auparavant à la tête de Vinci Construction. Ce système requiert certaines conditions de sol : il faut des aquifères (des roches abritant de l’eau) et un souterrain poreux où l’eau se déplace lentement. En France, les grands bassins sédimentaires réunissent à peu près les mêmes critères : le nord, l’est, et un couloir Paris-Bordeaux en passant par le Centre-Val-de-Loire, ainsi que les vallées alluviales. “La notion de climat est aussi importante pour le succès d’un Ates, poursuit Jérôme Stubler. C’est parfait pour le nord, mais pas intéressant pour le sud, où il fait trop chaud.”
Moins de cinq projets sont pour le moment opérationnels. (…)
Frankfurter Allgemeine Zeitung, 19 décembre, article payant
Die Versorgungssicherheit ist in Gefahr
Die extrem hohen Strompreise zeigen: Die Politik muss sich wieder stärker darauf besinnen, den Strom nicht nur grüner, sondern auch günstiger und vor allem zuverlässig zur Verfügung zu stellen.
Extraits:
Deutscher Strom ist dann besonders teuer, wenn es kalt ist, der Wind nicht weht und die Sonne nicht scheint. Das Phänomen Dunkelflaute ist mittlerweile wohlbekannt. Trotzdem können sich viele Ökonomen nicht erinnern, seit der Energiekrise so hohe Strompreise wie in der vergangenen Woche erlebt zu haben.
Bundesnetzagentur und Bundeskartellamt werden sich in den kommenden Wochen genau ansehen müssen, warum dem Markt nicht deutlich mehr Kohle- und Gaskraftwerke zur Verfügung standen. Das knappe deutsche Stromangebot hat Privathaushalte mit einem dynamischen Stromtarif empfindlich getroffen, ebenso die (wenigen) Industriebetriebe, die sich nicht langfristig abgesichert haben.
Die gute Nachricht lautet: Der europäische Binnenmarkt hat mal wieder gut funktioniert. Skandinavien und Frankreich haben Deutschland aus der Patsche geholfen, indem sie große Mengen Strom exportiert haben. Langfristig muss Deutschland trotzdem aufpassen, dass das energiewirtschaftliche Zieldreieck nicht aus dem Gleichgewicht gerät. (…)
Auch die Versorgungssicherheit gerät in den kommenden Jahren akut in Gefahr. Habeck hat nur ausgesprochen, was längst alle wissen: Der für das Jahr 2030 anvisierte Kohleausstieg ist nicht mehr zu schaffen. Denn erst gelang es dem Bundeswirtschaftsminister monatelang nicht, einen Gesetzentwurf zum Bau neuer Gaskraftwerke vorzulegen, jetzt mauert die Union aus taktischen Gründen.
Natürlich ist es richtig, dass die Kohlekraftwerke erst vom Netz genommen werden, wenn Alternativen zur Verfügung stehen. Kein Ausstieg ohne Einstieg, muss die Devise lauten. Für das Klima ist das ein Jammer. Die Politik muss sich trotzdem wieder stärker darauf besinnen, den Strom nicht nur grüner, sondern auch günstiger und vor allem zuverlässig zur Verfügung zu stellen.
Libération, 19 décembre, libre accès
Nucléaire : L’EPR de Flamanville va être raccordé vendredi au réseau électrique, annonce EDF
Le raccordement au réseau électrique du réacteur EPR de Flamanville est attendu pour vendredi, a annoncé EDF mercredi 18 décembre, dans un message au marché de l’énergie, qui sera desservi par ce réacteur de nouvelle génération.
IREF, 18 décembre, libre accès
TotalEnergies va-t-il devenir chinois ?
Pour TotalEnergies, le doute n’est pas permis : la consommation de pétrole va continuer à augmenter au moins jusqu’en 2035.
Extraits:
Pour TotalEnergies, le doute n’est pas permis : la consommation de pétrole va continuer à augmenter au moins jusqu’en 2035. Pourquoi ? Parce que la demande d’énergie va continuer à croître, surtout dans les pays en développement, et que parallèlement l’électrification est freinée par des investissements insuffisants dans les réseaux et la faible demande pour les voitures électriques.
TotalEnergies rappelle au passage aux doux rêveurs que « pour impulser les changements dans les systèmes énergétiques, il faut des durées extrêmement longues, de l’ordre de 15 à 40 ans ».
Le groupe pétrolier, qui a fait plusieurs scénarios, voit donc la demande de pétrole s’établir entre 44 et 90 millions de barils par jour en 2050. Pour mémoire, l’Opep prévoyait 104 millions de barils consommés quotidiennement en 2024. Par ailleurs, TotalEnergies s’attend à une hausse de la demande de gaz au moins jusqu’en 2030, et plus vraisemblablement jusqu’en 2040.
Que doit faire TotalEnergies face à ces scénarios ? Continuer à tout miser sur les énergies renouvelables et laisser ses concurrents prendre sa place sur les marchés pétrolier et gazier ? Ou continuer à investir dans son métier historique ?
Patrick Pouyanné, le président du groupe, a choisi de continuer à investir. Le problème est que les banques européennes, y compris les françaises, ne veulent plus lui prêter de l’argent. (…)
TotalEnergies se tourne donc vers les banques chinoises, très présentes en Afrique, pour financer ce projet. Le groupe a déjà annoncé vouloir faire de la place de New-York celle de sa cotation principale (en remplacement de Paris) parce que les investisseurs américains sont en passe de devenir majoritaires à son capital (en lieu et place des Européens).
Voilà comment un fleuron de l’industrie française en vient, sous l’impulsion de la réglementation verte européenne, à se tourner vers les investisseurs américains et les banques chinoises pour continuer à faire son métier. Que les politiques ne viennent pas pleurer quand il transfèrera son siège hors de France.
The Guardian, 18 décembre, libre accès
Coal use to reach new peak – and remain at near-record levels for years
Spike in fossil fuel use a result of global gas crisis triggered by Russia’s invasion of Ukraine
Le Figaro, 18 décembre, libre accès
Le monde n’a jamais consommé autant de charbon qu’en 2024
Le recours à ce combustible très polluant devrait, au mieux, se stabiliser d’ici à 2027.
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«Le charbon est souvent considéré comme un combustible du passé. Pourtant, sa consommation mondiale a doublé au cours des trois dernières décennies», rappelle le dernier rapport de l’Agence internationale de l’énergie (AIE) consacré à ce combustible si polluant et si pérenne. Malgré tous les efforts et les discours, la courbe de la consommation mondiale ne s’inverse toujours pas. En 2024, un nouveau record de consommation a encore été franchi, avec l’utilisation de 7,8 milliards de tonnes, calcule l’AIE. Le niveau devrait se stabiliser dans les prochaines années, au moins jusqu’en 2027, grâce à l’essor des énergies renouvelables. Sans toutefois reculer.
Comme toujours, c’est la Chine qui pèse en dépit de la hausse des autres sources d’énergie, nucléaire, solaire ou éolienne installées sur son territoire. Une tonne sur trois de charbon extraite dans le monde alimente une centrale électrique chinoise. Pékin, premier consommateur et premier producteur mondial, a d’ailleurs vu sa production atteindre des niveaux records, à 14 millions de tonnes par jour, en novembre. Et il prévoit de poursuivre à ces niveaux pour éviter tout risque de pénurie.
Le recours au charbon perdure car, dans de nombreux pays, la demande d’électricité fait des bonds pour le transport, le chauffage, la climatisation ou les centres de données informatiques. (…)
Dans la plupart des économies avancées, le recours au charbon «a déjà atteint son maximum et devrait continuer à diminuer jusqu’en 2027», note l’étude. (…)
À l’inverse, le recours au charbon continue d’augmenter dans des pays émergents comme l’Indonésie, le Vietnam et l’Inde, «où la demande d’électricité bondit avec la croissance économique et démographique». (…)
Les revenus tirés du charbon sont si copieux qu’il est compliqué d’envisager de les réduire. À environ 129 euros la tonne, les prix sont loin des pics de 2023 mais ils restent élevés, à près de 50% de plus qu’avant la crise du Covid. Des pays comme l’Australie, cinquième producteur mondial, ne cherchent donc pas à réduire leurs exportations, tout en développant, en interne les énergies renouvelables. (…)
Aux États-Unis, le charbon est, en revanche, affaibli par l’essor du gaz naturel et des renouvelables, qui rendent l’électricité à base de charbon de moins en moins compétitive. (…)
Neue Zürcher Zeitung, 14 décembre, article payant
Die Geduld der europäischen Nachbarn mit Deutschlands Energiepolitik ist am Ende. Das Land isoliert sich selbst
Die deutsche Regierung hat alle Warnungen in den Wind geschlagen und setzt allein auf die Kraft von Wind und Sonne. Nun sorgt eine Dunkelflaute für Verwerfungen auf dem europäischen Strommarkt. Selbst Partnerländer haben genug.
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Der deutsche Weg zur Klimaneutralität war von Beginn an ein steiler, ungesicherter Bergpfad. Das wusste jeder, der sich damit nur ein wenig auseinandergesetzt hat. Deutschland schaltet als einziger mächtiger Industriestaat der Erde alle Atommeiler ab und will doch fünf Jahre vor der Europäischen Union klimaneutral werden. Man verzichtet auf die Sauerstoffmaske, will den Berggipfel aber als Erster erreichen. Dafür gibt es ein Wort: Hybris.
Nicht einmal eine Energiekrise von historischen Ausmassen konnte das Land davon abbringen. Die deutsche Regierung und insbesondere die Grünen hielten stoisch an ihrem Plan fest, der Atomausstieg musste kommen, die Klimaziele blieben bestehen. Wer all das kritisierte, dem hielt man immer wieder folgendes Argument entgegen: Man könne sich doch im Zweifel bei den anderen Gipfelstürmern unterhaken. Sollte es einmal eng werden mit dem Strom, bekommt Deutschland eben welchen aus Dänemark oder Frankreich, und alles wird gut. Deutschland, das war die Botschaft, kann auf seine Nachbarn zählen.
Nun zeigt sich, wie naiv diese Vorstellung war. In den vergangenen Tagen erlebte Deutschland eine besonders lange Reihe an dunklen, windstillen Tagen, eine sogenannte Dunkelflaute. Die Produktion der erneuerbaren Energien brach ein. Kraftwerke, die einspringen können, gibt es aber immer weniger. Die Atommeiler sind abgeschaltet, und allein in diesem Jahr hat Deutschland 15 Kohlekraftwerke endgültig vom Netz genommen.
So schnellte der Strompreis auf dem Spotmarkt kurzzeitig in astronomische Höhen. Das ist wenig überraschend. Der Preis bildet die Knappheit im Land ab, man könnte auch sagen: den Mangel. Und hier kommen die europäischen Partner ins Spiel, insbesondere Norwegen und Schweden. In den südlichen Teilen beider Länder stieg der Preis für Strom nämlich ebenfalls enorm, weil von dort Energie nach Kontinentaleuropa floss. Für die Verbraucher im Land stand also weniger Strom zur Verfügung.
In beiden Ländern war die Geduld mit der deutschen Energiepolitik schliesslich am Ende. Der norwegische Energieminister sprach ohne Umschweife von einer «beschissenen Situation». Sein Koalitionspartner, die Zentrumspartei, will die Verbindungen nach Deutschland und Grossbritannien auf den Prüfstand stellen. Die schwedische Energieministerin sagte in einem Interview gar, sie sei «wütend» auf Deutschland wegen des Atomausstiegs. (…)
Es ist nicht ohne Ironie: Ausgerechnet die Grünen, die sonst bei jeder Gelegenheit die europäische Solidarität beschwören, treten sie an dieser Stelle mit Füssen. Ihre Energiepolitik treibt selbst in den Nachbarländern die Preise. Eigentlich müsste sich die Partei über alle Reaktoren jenseits der Landesgrenzen freuen. Stattdessen tut sie alles, um sie zu bekämpfen.
Wer nun auf die nächste Regierung hofft, könnte enttäuscht werden. Es ist zweifelhaft, ob die Christlichdemokraten den Mut zur Umkehr wirklich aufbringen, zu widersprüchlich sind die Signale aus der Partei. Ihre im November vorgestellte Energie-Agenda ist ein kraftloses Papier, das allenfalls ein dürres Bekenntnis zur Kernenergie enthält. (…)
Dabei steht eine Menge auf dem Spiel. Die deutsche Industrie darbt. Das Land ist Schlusslicht beim Wirtschaftswachstum. Dafür ist nicht allein die teure Energie verantwortlich, aber auch. Wenn die künftige Regierung an dieser Stelle nicht kraftvoll gegensteuert, droht ein Industriesterben. Und wenn Betriebe erst einmal abwandern, dann kommen sie wohl kaum zurück.
Das allein sollte Grund genug sein für eine neue Energiepolitik. Aber mittlerweile geht es um mehr als nur den deutschen Standort. Es geht um den Ruf des Landes in Europa.
Le Figaro, 11 décembre, article payant
«C’est l’enfer d’investir en France» : le cri d’alarme des patrons d’EDF, Engie et TotalEnergies
Luc Rémont, Catherine MacGregor et Patrick Pouyanné, patrons respectifs des trois entreprises, font état de vives inquiétudes sur les perspectives du marché de l’électricité, la réindustrialisation et la décarbonation.
Extraits:
Le cœur du problème est connu : la demande en électricité a baissé depuis les années 2010 et elle ne remonte pas, entraînant les prix de gros dans sa chute. Certes, il y a du positif dans ce constat, les efforts de sobriété et d’efficacité énergétique portent leur fruit. Mais il y a aussi une grande part de négatif. La demande des industries n’est pas au rendez-vous. D’abord, parce que les usines « tournent à 75 % de leurs capacités, comme en 2010, alors que le taux normal est à 82 % », a rappelé Patrick Martin, le président du Medef. Ensuite parce que le chemin de la réindustrialisation et de l’électrification des usages est pavé d’embûches. Par exemple, les véhicules électriques représentent 10 TWh de consommation. Ce sera 100 TWh en 2035… « À condition qu’on arrête les politiques de stop-and-go. Les constructeurs ont fait des choix stratégiques pour 2035 (avec l’interdiction de commercialiser des véhicules thermiques neufs après cette date, NDLR), il faut maintenir le cap », a tranché Catherine MacGregor, appelant, comme tous les patrons, à « de la stabilité des politiques en place et de la visibilité ». Et à de la simplification.
« C’est l’enfer d’investir en France pour des raisons réglementaires. Les délais administratifs sont incommensurables. Le premier frein à la décarbonation de l’industrie, ce sont les procédures », a ajouté Luc Rémont, rapidement rejoint par le patron de TotalEnergies. « En France, on sait rénover Notre-Dame de Paris en cinq ans, organiser les Jeux olympiques, construire des centrales nucléaires, mais on ne sait pas gérer des petits projets dans les énergies renouvelables. La loi d’accélération des renouvelables a tout ralenti, en ajoutant des comités là où il n’y en avait pas », s’est emporté Patrick Pouyanné, avant d’expliquer que son groupe allait installer dix fois plus de capacité de production d’énergie renouvelable en Allemagne (2 gigawatts) qu’en France (200 mégawatts). « Ce n’est pas un problème de place, mais de réglementation », a-t-il martelé, menaçant de déplacer ses investissements vers d’autres pays. (…)
Point de réserve pour Patrick Pouyanné, qui a une nouvelle fois affirmé être « prêt à financer le nucléaire, mais pas à prendre le risque de construction d’une centrale ». Ce n’est pas son métier. Pour autant, il n’y a toujours pas eu de contrat d’allocation de production nucléaire (CAPN), sorte de graal de l’après-Arenh, signé entre les deux entreprises et espéré par le gouvernement sortant (et les deux précédents). Il préfère continuer à déployer des parcs éoliens et solaires. (…)
C’est un des paradoxes du moment. Tous se plaignent de prix trop bas, d’une demande atone… et ils continuent à investir plus ou moins massivement dans les renouvelables. « Si on continue d’ajouter de la production instable sans demande complémentaire : à la fin on arrête d’ajouter de l’offre, c’est du bon sens », a alerté Luc Rémont. Au risque de prendre le risque de manquer d’électricité dans quelques années. Face aux flots de doléances, on en oublierait presque le constat posé par le patron d’EDF. La France bénéficie d’une électricité massivement décarbonée – sa production nucléaire qui se rapproche de ses niveaux historiques -, ses prix sont compétitifs par rapport à l’Allemagne et l’Italie (moins par rapport à la Chine et aux États-Unis) et, cette année, elle va battre tous ses records d’exportation d’électricité. Tout irait pour le mieux, si seulement la demande suivait…
The Economist, 10 décembre, article payant
Dream, baby, dream : How much oil can Trump pump?
The president-elect wants to be the ultimate energy baron
Extraits:
Donald Trump, a man not renowned for the length of his attention span, likes simple formulas. Scott Bessent, his nominee to be treasury secretary, has one: “3-3-3”. He wants to cut America’s federal budget deficit to 3% of GDP, lift annual economic growth to 3% and boost the country’s oil and gas output by the equivalent of 3m barrels per day (b/d) by 2028, up from 30m in 2024.
The last bit of the plan is the most advanced. The Trump administration will open more federal land and offshore blocks to drilling, and approve permits for liquefied natural gas (LNG) projects. Mr Trump wants to create a National Energy Council to cut red tape on everything from issuing permits to distribution. And he eyes a bonfire of President Joe Biden’s green subsidies and rules. The goal? Global “energy dominance”, according to Mr Trump.
A petro-boom would advance many of his other aims. More exports would reduce America’s trade deficit. Higher tax takes would bolster its budget. A jump in oil output would allow Uncle Sam to tighten sanctions on Iran while keeping fuel cheap on forecourts. More American gas would also help to meet rising power demand from artificial intelligence, while reinforcing Europe’s economic reliance on its transatlantic partner. The problem is that Mr Trump’s wish to “drill, baby, drill” will run up against the hard realities of the energy market. The president-elect is setting himself up to fail.
Unlike in most petrostates, where state-owned firms dominate drilling, American oil is pumped by private firms, which make their own decisions. They have increased output by so much since 2022, when Europe started shunning Russian barrels, that America is already the largest producer of crude in the world. In October it cranked out a record 13.5m b/d, up from 11.5m when the Ukraine war began. To go further, America’s oilmen need a convincing reason.
They may not get one. (…)
The market looks unlikely to move in a helpful direction for Mr Trump. Not only is global oil supply plentiful, but members of the Organisation of the Petroleum Exporting Countries (OPEC) have plenty in reserve. At the same time, demand is weak because of tepid global economic growth and the replacement of petrol-powered cars by electric vehicles. (…)
All this spells trouble for the ambitions of Messrs Trump and Bessent. “How much the US drills over the next few years will depend much more on decisions made in Vienna [where OPEC meets] than in Washington,” says Bob McNally, a former adviser to President George W. Bush. Mr Trump’s policies could even hurt production. His tariffs might make materials such as aluminium and steel pricier for oil firms. Other countries may retaliate by imposing tariffs on America’s energy exports. And trade wars will sap growth everywhere, weakening demand for oil and gas. Mr Trump’s ambition to become the ultimate oil baron may turn out to be a pipe dream. ■
https://www.economist.com/finance-and-economics/2024/12/09/how-much-oil-can-trump-pump
Neue Zürcher Zeitung, 6 décembre, article payant
Zurück zur Kernkraft? Eine Studie zeigt, wie viel der Wiedereinstieg Deutschland kosten würde
Während Deutschland seine letzten Meiler abschaltet, entdecken Tech-Giganten die Kernkraft neu. Eine neue Analyse legt jetzt nahe: Ein Wiedereinstieg wäre zumindest finanziell durchaus zu stemmen.
Extraits:
Es war ein denkbar schlechter Moment für den Ausstieg: Als die deutsche Regierungskoalition im April 2023 die letzten drei Atomkraftwerke vom Netz nahm, steckte das Land inmitten der grössten Energiekrise seiner Geschichte. Russlands Überfall auf die Ukraine hatte die Energiepreise in die Höhe getrieben, was die Verbraucher, nicht zuletzt aber auch die Industriebetriebe zu spüren bekamen. Doch in Berlin blieb man hart: Atomkraft? Nein danke.
Zwanzig Monate später ist die Lage noch immer angespannt. Der Strompreis für Grossabnehmer aus der Industrie hat sich seit 2021 fast verdreifacht, auf heute knapp 14 Cent pro Kilowattstunde. Die verbliebenen Kernkraftwerke könnten in dieser Situation also für Entspannung sorgen.
Das amerikanische Beratungsunternehmen Radiant Energy Group hat jetzt durchgerechnet, was ein Wiedereinstieg in die Kernenergie kosten würde. Das Ergebnis: Mit Investitionen von rund 20 Milliarden Euro könnten neun deutsche Reaktoren wieder ans Netz gebracht werden. Zum Vergleich: Allein der Aufbau der LNG-Infrastruktur nach dem Ende der russischen Gaslieferungen verschlang über 15 Milliarden Euro.
Auch die Wirtschaftlichkeit wäre demnach gegeben: Bei einem Stromabnahmepreis von 100 Euro je Megawattstunde könnten die Reaktoren über die kommenden zwanzig Jahre hinweg mehr als 100 Milliarden Euro Gewinn erwirtschaften, rechnet das Unternehmen vor.
Es verweist zudem auf ein aktuelles Beispiel aus den USA: Der Softwarekonzern Microsoft hat kürzlich eine wegweisende Vereinbarung unterzeichnet. Für die Wiederinbetriebnahme des Kernkraftwerks Three Mile Island im Gliedstaat Pennsylvania will der Konzern zwischen 110 und 115 US-Dollar pro Megawattstunde zahlen. (…)
Auch der Energieexperte Manuel Frondel vom RWI – Leibniz-Institut für Wirtschaftsforschung sieht Potenzial bei einem Wiedereinstieg. «Wenn man die Klimaziele kostengünstig erreichen möchte, wäre die Reaktivierung von neun AKW sicherlich sehr hilfreich, besonders bei einer Laufzeit von zwanzig Jahren», sagt er im Gespräch mit der NZZ. Aus volkswirtschaftlicher Sicht wäre die Reaktivierung besonders deshalb ein Gewinn, weil dann nachts weniger Strom zu hohen Preisen aus dem Ausland importiert werden müsste, so Frondel weiter. (…)
Technisch wäre ein Neustart machbar, allerdings nicht einfach. Davon ist der Geschäftsführer des TÜV-Verbands, Joachim Bühler, überzeugt. Er hält eine Wiederinbetriebnahme der drei zuletzt abgeschalteten Kernkraftwerke für «sicherheitstechnisch höchst anspruchsvoll, aber nicht unmöglich», wie er der NZZ sagte. Allerdings dränge die Zeit. Mit jeder weiteren Rückbaumassnahme werde eine Reaktivierung komplexer, warnt er. Nach seiner Einschätzung müsste man für einen Neustart der drei jüngsten Meiler mindestens drei Jahre einplanen.
Von solchen Überlegungen will man in Berlin allerdings nichts wissen. Die Kernkraft sei ein «totes Pferd», stellte Noch-Bundeskanzler Olaf Scholz kurz nach dem Atom-Aus im vergangenen Jahr fest. Atomenergie sei nicht wettbewerbsfähig, assistierte Vizekanzler Robert Habeck. (…)
Die Union ist beim Thema gespalten. (…)
Die FDP zeigt sich deutlich offener in der Debatte. «Wenn Unternehmen bereit sind, ohne Subventionen in die Kernkraft zu investieren, darf es keine ideologischen Denkverbote geben», sagt der energiepolitische Sprecher Lukas Köhler im Gespräch mit der NZZ. (…)
Auch die Kraftwerksbetreiber selbst zeigen wenig Interesse an einem Neustart. Der Ausstieg sei «praktisch gesehen irreversibel», erklärte der EnBW-Kernkraft-Chef Jörg Michels diese Woche in der «Augsburger Allgemeinen». Der RWE-Chef Markus Krebber wiederum nannte in der «Frankfurter Allgemeinen Sonntagszeitung» Anfang November einen Wiedereinstieg «unrealistisch» – es fehle an Genehmigungen, Personal und finanziellen Sicherheiten. Vor allem aber zweifelt Krebber an der Wirtschaftlichkeit: Viele Neubauprojekte würden «aus dem Ruder laufen».
International allerdings steht Deutschland beim Thema Kernkraft zunehmend isoliert da. Frankreich plant vierzehn neue Reaktoren, Polen steigt erstmals in die Kernkraft ein. Selbst das traditionell atomkritische Schweden will neue Meiler bauen.
Der Fall Microsoft zeigt zudem, dass auch internationale Konzerne stärker auf Atomstrom setzen. Vor allem der Boom der künstlichen Intelligenz treibt den Strombedarf der Tech-Konzerne massiv in die Höhe. Neben Microsoft planen deshalb auch Google und Meta eigene Kernkraftprojekte. Bis 2030 wollen die Tech-Konzerne mehrere Gigawatt Atomstrom unter Vertrag nehmen.
Articles du 6 décembre 15 juin 2024