L’IA de Google est désormais intégrée au moteur de recherche leader en France. Lorsque vous posez une question, elle vous livre sa réponse fondée sur la lecture d’articles, avant même de mettre en avant les sites d’information qui ont réellement étudié le sujet. Pour un média indépendant comme Révolution Energétique, c’est un tournant — mais aussi l’occasion de renforcer le lien direct avec vous.

Mercredi 22 juillet 2026, à l’heure des croissants, Google a commencé à déployer en France ses Aperçus IA (AI Overviews) et son Mode IA. Concrètement : en haut des résultats de votre recherche sur Google, une réponse rédigée par l’intelligence artificielle de Google peut s’afficher désormais avant les liens pointant vers les sites pertinents. La France était jusqu’ici l’un des derniers grands marchés occidentaux à être passé entre les mailles du filet. Ce n’est plus le cas.

Ce que ça change pour vous, et pour nous : quand vous cherchez par exemple « fonctionnement des panneaux photovoltaïques » ou « quels tarifs pour les contrats d’énergie en 2026 », Google pourra vous servir un résumé tout fait, sans que vous ayez besoin d’ouvrir la source. Ce résumé s’appuie sur le travail de médias comme Révolution Energétique ou des sites de marques… mais n’y renvoie plus forcément, ou de manière peu visible.

Dans les pays où la fonction tourne depuis deux ans, les éditeurs constatent des baisses de trafic de l’ordre de 20 à 40 %.

Depuis 2018, Révolution Energétique à vos côtés

Révolution Energétique, vous le savez peut-être, n’est pas né hier. Depuis 2018, nous suivons et accompagnons l’essor des énergies renouvelables et les dernières innovations du domaine — bien avant la hausse du prix des énergies fossiles. Huit ans plus tard, nous sommes toujours là, et toujours indépendants, à couvrir l’actualité depuis notre coin de France.

Notre rédaction est libre, et elle le reste. Elle est emmenée par Hugo, qui suit l’actualité des énergies propres avec une passion intacte, entouré de son équipe et de contributeurs experts qui trouvent des angles originaux et vérifient leurs infos avant de publier. Et à côté de nos tests et de nos reportages, nous mettons à votre disposition des outils gratuits — simulateurs de batterie solaire, guides d’achat — pour vous aider à faire les bons choix.

Tout cela a un coût bien sûr, et il est financé par la publicité intégrée dans nos pages. Moins de visites, ce sont donc moins de moyens pour continuer à tester des équipements en conditions réelles, entretenir ces outils gratuits et défendre une ligne éditoriale libre sur la transition énergétique. On ne va pas vous le cacher : être moins visible dans vos recherches représente donc un vrai risque pour nous, mais également pour tous nos confrères.

Mais même si ce tournant est là, devant nous, chez Révolution Energétique, on croit fondamentalement que notre média, ce n’est pas seulement une position dans Google. C’est aussi et d’abord une longue relation avec celles et ceux qui nous lisent. Et cette relation-là nous espérons qu’elle ne dépend d’aucun algorithme — à condition qu’on la renforce ensemble, dès maintenant.

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L’article Face à l’IA de Google, nous parions sur notre communauté est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Les agents d’EDF bénéficient d’une importante ristourne sur le prix de leur électricité. La Cour des comptes préconise de revoir rapidement cet avantage qui pèserait lourd sur les finances de l’entreprise.

700 millions d’euros par an. C’est le coût du tarif préférentiel dont bénéficient les salariés et retraités d’EDF selon le dernier rapport de la Cour des comptes. Publié le 17 juillet sur le thème plus large de la gestion des ressources humaines du groupe, les magistrats jugent cet avantage devenu « démesuré » et estiment qu’il « ne peut perdurer en l’état ». Ça coûte trop cher à l’entreprise, déjà bien endettée, disent-ils tout simplement.

Pourquoi les employés ont-ils accédé à cet avantage, et pas des moindres ? Après la nationalisation d’EDF, le tarif agent est né et les employés dépensent une somme symbolique pour leur fourniture d’électricité. Redevables aujourd’hui de 0,0061 € par kilowattheure (kWh) d’électricité et de 0,0024 €/kWh de gaz, ils n’ont pas bougé depuis 1951 pour l’électricité et 1962 pour le gaz. C’est plus de trente fois moins cher que le tarif réglementé de l’électricité proposé au grand public, actuellement à 0,194 €/kWh.

Et depuis 2021 où les prix se sont envolés, la Cour des comptes calcule que les agents ne paient plus que 2,2 % du prix moyen de l’électricité et 1,8 % de celui du gaz en comparaison avec les autres ménages.

Réformer, oui, mais pas de suite, estime le PDG d’EDF

En 2024, cela a coûté au total 700 millions d’euros. Et parce qu’il est maintenu aux retraités, le groupe doit provisionner des engagements sociaux de long terme pour 3,9 milliards d’euros. La Cour ne veut pas le supprimer mais le réformer avec le plafonnement des volumes d’énergie achetés au tarif agent et l’indexation du tarif sur les coûts réels de l’énergie.

Dans sa réponse annexée au rapport, on imagine comment le sujet doit être sensible et la réponse regardée par les salariés. Le PDG d’EDF Bernard Fontana partage l’analyse, le travail du gouvernement qui a déjà planché dessus, mais, dit-il, ce n’est pas forcément le moment de s’y attaquer. Avec la prolongation du parc nucléaire existant, la construction de nouveaux EPR2, les investissements dans les réseaux et le développement des énergies renouvelables, pas question de soulever une grogne chez les salariés. Il faudra une implication des équipes et des recrutements massifs pour mener ces chantiers à bien. Il est donc nécessaire de préserver « un fort engagement du corps social ».

L’article 0,006 € le kilowattheure : la révision du tarif agent d’EDF fait débat est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

La SNCF expérimente la production d’électricité photovoltaïque directement sur ses voies ferrées. Une première installation pilote est opérationnelle à Paris depuis janvier 2025.

Premier consommateur d’électricité de France, la SNCF gère plus de 40 000 km de voies ferrées. Entre les deux rails, elle possède un foncier important : 57 km², soit la moitié de la superficie de la ville de Paris. Un espace que certaines sociétés veulent valoriser pour produire de l’énergie solaire. C’est le cas de la société genevoise Bankset, qui a déployé une station photovoltaïque amovible sur un site technique parisien du groupe ferroviaire. Une première en France, mais pas en Europe, où d’autres opérateurs mènent déjà des tests.

Une centrale démontable en quelques minutes

Baptisée « La Grosse Bankset beta 1 » (sic), la centrale est en service depuis janvier 2025. Elle repose sur un système de fixation permettant de monter ou démonter un module solaire en moins de deux minutes, sans intervention lourde sur la voie, promet son fabricant. Conçue en mode hors réseau, elle est raccordée à une batterie. Bankset ne détaille toutefois pas comment la production est écoulée et n’évoque ni la puissance de l’installation ni sa production.

La marque se contente d’évoquer une production équivalente à la consommation d’une centaine de foyers par kilomètre de voie. Une deuxième station, « La Grosse Bankset beta 2 », est en cours de déploiement depuis janvier 2026. Le développement du solaire sur les rails devrait cependant rester anecdotique comparé à l’installation de centrales photovoltaïques sur le foncier de la SNCF. Le groupe vise 1 GW de puissance solaire sur 1000 hectares de terrains d’ici 2030.

L’article Panneaux solaires sur les rails : la SNCF réalise un premier test est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Un rapport annuel de la banque d’affaires Lazard affirme que les énergies renouvelables sont les plus compétitives en cout complet.

Le rapport de Lazard sur le coût actualisé des différentes technologies de production d’électricité (LCOE) est attendu chaque année par le secteur énergétique pour mesurer la compétitivité, en coût complet, de chaque mode de production. Ce rapport considérait, jusqu’à l’année dernière, les capex et opex propres à chaque énergie mais pas les investissements réseau nécessaires et la flexibilité qui doit accompagner ces modes de production. C’était le reproche régulièrement adressé aux énergies renouvelables (ENR), coûteuses pour le réseau électrique global en flexibilité et disponibilité, alors que leur production est peu chère si elle est regardée de manière isolée.

Le solaire, un poil moins cher

La conclusion de la banque d’affaires est, pour la première fois, que les renouvelables sont quand même parmi les plus compétitives même en prenant en compte les coûts (presque) complets. Pour le calculer, voici comment elle s’y est prise, avec un exemple : dans la zone du gestionnaire de réseau américain PJM (à l’est des États-Unis), le solaire n’est crédité que de 12 % de capacité « ferme », la part jugée réellement fiable à la pointe de demande. Garantir les 88 % restants ajoute 37 $/MWh au coût de production qui passe de 86 à 123 $/MWh. À comparer aux 51–129 $/MWh d’une centrale à gaz neuve à cycle combiné : le solaire « fermé » reste dans la fourchette, mais en haut.

Appelé dans le rapport « Levelized Firming Cost », cet indicateur estime le coût supplémentaire nécessaire pour garantir la disponibilité de l’électricité produite par chaque filière. Et même avec ce surcoût, le solaire et l’éolien restent parmi les solutions les plus compétitives pour construire de nouvelles capacités de production.

Un LCOE qui remonte tout de même

Le coût complet du solaire varie entre 98 et 167 $/MWh et celui de l’éolien entre 95 et 155 $/MWh. Comme évoqué précédemment, une nouvelle centrale à gaz à cycle combiné affiche un coût compris entre 51 et 129 $/MWh, tandis qu’une turbine de pointe grimpe entre 144 et 276 $/MWh.

Hors coût complet, le photovoltaïque est en tête avec un LCOE de 40 à 98 $/MWh juste devant l’éolien terrestre (37 à 99 $/MWh). Le nucléaire neuf reste la filière la plus coûteuse (entre 175 et 255 $/MWh).

Une moins bonne nouvelle est qu’après plus d’une décennie de baisse du LCOE, les coûts se stabilisent. La hausse du coût du capital, les tensions sur les chaînes d’approvisionnement et l’augmentation des coûts de construction freinent les gains. C’est par exemple observé sur le stockage. Pour une batterie lithium-ion de 100 MW avec quatre heures d’autonomie, le LCOS (« S » pour storage) a augmenté de 254 $/MWh en 2025 à 292 $/MWh en 2026 (+15%).

L’article Les énergies renouvelables seraient bien parmi les moins chères, même avec leurs coûts « cachés » est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

L’échauffement des rivières par les réacteurs nucléaires n’est pas une fatalité, la centrale de Civaux en est le parfait exemple. Mise en service à la fin des années 90, cette centrale de 2990 MWe de puissance est équipée d’un système de refroidissement spécifique qui permet d’éviter l’échauffement de sa source froide : la Vienne. Cette solution devrait inspirer EDF pour adapter le reste de son parc nucléaire au réchauffement climatique. 

Qui dit canicule, dit gestion plus complexe des réacteurs nucléaires pour EDF. Si les fortes chaleurs n’ont quasiment aucun impact sur leur fonctionnement, la gestion de leurs sources froides peut devenir problématique pour les réacteurs situés à proximité de fleuves ou de rivières. En temps normal, de l’eau est prélevée de ces cours d’eau, utilisée pour évacuer la chaleur liée aux réacteurs, puis restituée à une température supérieure.

En cas de forte chaleur, l’eau restituée dépasse les limites réglementaires qui ont été fixées pour réduire les impacts sur les milieux aquatiques. C’est pour cette raison que depuis quelques semaines, EDF doit régulièrement arrêter certains réacteurs.  Actuellement, trois réacteurs sont encore indisponibles, à savoir le réacteur n°2 de Golfech, le réacteur n°3 de Bugey ou encore le réacteur n°2 de Chooz. D’ailleurs, pour la centrale de Golfech, située dans le Tarn-et-Garonne, la durée de l’arrêt est un record pour des raisons environnementales.

Un système qui protège les rivières françaises

D’un point de vueréglementaire, la centrale nucléaire de Civaux, située le long de la Vienne, ne fait pas exception. Ses rejets ne doivent pas échauffer la rivière de plus de 2°C entre l’amont et l’aval, si la température de cette dernière est inférieure à 25°C. Si elle est supérieure à 25°C, ce delta de 2°C tombe à 0°C. D’ailleurs, la Vienne a la particularité de présenter un débit irrégulier avec des crues régulières en hiver, et débit faible l’été.

Néanmoins, cette centrale, qui est l’une des plus récentes du parc d’EDF, dispose de plusieurs avantages à ce sujet. D’abord, elle est équipée des deux tours aéroréfrigérantes les plus hautes de France, avec 178 mètres. Le système a été dimensionné dès sa conception pour prendre en compte les irrégularités de la Vienne. De ce fait, on y trouve un système de refroidissement additionnel qui permet de mieux refroidir l’eau restituée, par l’intermédiaire de 4 petites tours aéroréfrigérantes. Celui-ci confère également à la centrale une autonomie de refroidissement 10 jours sans prélèvement dans la Vienne.

Dans un récent reportage de France Info, Christophe Rieu, directeur du site, explique que la centrale peut produire « à pleine puissance, canicule ou pas, sans aucun impact sur l’environnement ». Le jour de ce reportage, l’eau prélevée affichait une température de 26,77°C, tandis que l’eau rejetée n’était à 22,57°C.

Un système applicable aux autres centrales françaises ?

Face à des épisodes de canicule de plus en plus fréquents, EDF travaille à l’adaptation de ses réacteurs nucléaires situés en bords de cours d’eau. L’électricien envisage d’investir près de 8,7 milliards d’euros sur les quinze prochaines années sur ce sujet. La reproduction de solutions comparables de celle de Civaux est une piste à envisager pour limiter l’arrêt des réacteurs sans nuire à la biodiversité aquatique des fleuves et rivières concernées. Elle pourrait par exemple être déployée à Golfech, située le long de la Garonne, et arrêtée depuis le 9 juillet à cause des températures.

L’article La centrale de Civaux peut produire de l’électricité pendant la canicule est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

En pleine crise des énergies fossiles, l’électricité joue les rôles de valeur refuge. Mais malheureusement, même la fée électrique voit son tarif augmenter à partir du 1er aout. 

Bercy avait pourtant promis le contraire, en décembre 2025. Le tarif de l’électricité va bien augmenter au 1er août prochain, suite aux recommandations de la Commission de régulation de l’énergie (CRE). Le gouvernement a ainsi indiqué qu’il « donnera suite à la proposition de la Commission de régulation de l’énergie, qui doit notamment permettre d’investir dans le maintien de capacités de production pour la saison hivernale et l’entretien de nos réseaux publics d’électricité, dont chacun a pu mesurer l’importance lors des épisodes de chaleur extrême ».

Comprenons donc que cette hausse est principalement liée à l’augmentation du Tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE). Elle devrait répondre aux besoins d’investir dans le maintien de capacités de production pour la saison hivernale, ainsi que l’entretien des réseaux publics d’électricité. Comme l’indique le gouvernement, ce dernier a été mis à mal par les fortes chaleurs. Sous les trottoirs, la température peut atteindre les 80°C, détériorant ainsi les vieux câbles qui finissent par provoquer des court-circuits.

Heureusement, l’augmentation est modeste, puisqu’on parle de 2,5%. Cela représente une hausse d’environ 26€ TTC par an pour un foyer consommant 4,5 MWh/an. Au 31 mars 2026, on comptait 29,37 millions de clients résidentiels abonnés au TRVE, contre 19,75 millions fin septembre 2025.

Une nouvelle organisation depuis le 1er janvier

La promesse d’un tarif stable de l’électricité n’aura donc pas duré. Il faut dire que depuis le début de l’année, les changements sont nombreux, notamment avec la fin de l’Arenh et le début du nouveau mécanisme qui encadre le prix de la production nucléaire : le VNU.

À cette modification s’ajoutent des réflexions profondes sur l’adaptation du réseau aux énergies renouvelables qui sollicitent de manière totalement différente le réseau électrique par rapport aux centrales plus traditionnelles. Rappelons qu’au 1er février 2026, le prix de l’électricité avait bien baissé, mais de seulement 0,83%.

L’article Le prix de l’électricité va bien augmenter au 1er août 2026 est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Le solaire et l’éolien ne pourront plus se développer n’importe où, la faute à un réseau de distribution saturé. Enedis et RTE publient une nouvelle carte pour orienter les porteurs de projets vers les territoires où le réseau peut encore accueillir de nouvelles capacités.

Dès qu’il y a de la transparence, il y a orientation de la stratégie. Avec la publication de cette carte interactive pour que les développeurs analysent où il reste de la place sur les postes en France. Ils pourront alors relocaliser leur prospection de foncier, et réagir lors de chaque mise à jour prévue plusieurs fois par an. Jusqu’à présent, il y avait Cartostock pour en savoir plus sur les places disponibles pour accueillir les batteries (Le réseau est d’ailleurs saturé, il n’y a plus de place sauf à attendre le renforcement du réseau ou d’accepter des limitations dues aux congestions). Désormais, cet outil s’accompagne d’une carte des zones en contrainte pour raccorder en HTA ou BT.

Lorsqu’on ouvre cette carte, on y distingue trois couleurs : les zones blanches, où Enedis n’est pas gestionnaire du réseau, les zones rouges, où le raccordement sera bloqué à court terme par manque de capacité et les zones non saturées, où des études au cas par cas restent doivent être menées avant tout projet d’installation. Si 10% de la capacité est saturée, 90 % des zones couvertes par Enedis disposent encore de capacités d’accueil pour de nouvelles installations, c’est le verre à moitié plein. Les secteurs saturés devront attendre le renfoncement du réseau, avec le grand plan d’investissement attendu pour ces prochaines années. Enedis estime devoir consacrer 10 milliards d’euros au raccordement des énergies renouvelables entre 2022 et 2040.

En attendant, les producteurs peuvent accepter des limitations temporaires en injection à certaines heures, développer du stockage par batteries colocalisé (les derniers AO PPE2 sol et neutre le prévoient).

Des campagnes saturées

Les zones sous tension sont principalement dans des territoires ruraux. Dans le Lot-et-Garonne, l’Indre ou la Lozère, le développement du photovoltaïque sur les toitures agricoles a dépassé les capacités initialement prévues par le réseau et l’ont saturé en injection. En réalité, cela fait des décennies que le réseau a été conçu pour transporter l’électricité produite par quelques grandes centrales vers les consommateurs. Avec le solaire et l’éolien, les flux deviennent plus décentralisés et les zones de production sont rarement les zones de consommation.

Jusqu’ici le foncier était le goulot d’étranglement (les parcelles étaient de plus en plus dures à sécuriser avec la concurrence grandissante), mais désormais, le réseau risque de bientôt le devenir.

L’article Cette carte interactive de la France dévoile les régions qui ne peuvent plus accueillir d’ENR est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Beaucoup l’auront remarqué ces dernières semaines : un logement classé DPE A ou B ne garantit pas un intérieur supportable pendant la canicule. Historiquement, le DPE privilégie largement la bonne conservation de la chaleur l’hiver mais néglige le confort d’été. Un constat qui pose problème à l’heure du réchauffement climatique. 

Cela peut sembler surprenant mais des logements peu énergivores, rénovés et très bien notés par le DPE, peuvent être de vraies bouilloires thermiques en période caniculaire. À l’inverse, certains logements au moins bon DPE peuvent être plus confortables l’été avec leur conception, leurs volets ou leur inertie.

Créé pour évaluer la consommation d’énergie et les émissions de gaz à effet de serre d’un logement, le DPE répond à la question : combien d’énergie faut-il pour chauffer ? Il est vrai que depuis sa réforme de 2021, le DPE intègre une évaluation du confort d’été. Mais cela pèse peu dans le classement. Pourtant, l’enjeu est important car la lettre qui classe les logements de A à G est la première regardée par les vendeurs, acquéreurs et locataires. Peu de monde regarde la note du confort d’été.

Et le problème, c’est que les critères qui protègent d’une canicule ne sont pas exactement les mêmes que ceux qui permettent de réduire les besoins en chauffage. L’orientation des fenêtres, la présence de volets, la possibilité de créer une ventilation qui traverse l’appartement, l’inertie des matériaux ou la capacité du bâtiment à évacuer la chaleur accumulée sont autant d’éléments qui pèsent dans le confort estival.

Une solution à Lyon

Une grande baie vitrée exposée plein ouest sans store extérieur peut très bien rentrer dans la catégorie « appartement performant énergétiquement » mais être un calvaire en été. A l’inverse, une mauvaise gestion de l’inertie peut devenir très problématique en créant un phénomène de surchauffe. De la même manière, certains paramètres comme les ombrières au dessus des ouvertures sont des solutions simples, mais pas assez prises en compte, pour limiter la surchauffe des bâtiments.

À Lyon, la municipalité de l’écologiste Grégory Doucet veut contourner les failles du DPE (décidé nationalement) avec la notion de « bouilloires thermiques », que seraient 62% des appartements de la ville. Il travaille à un fond d’adaptation pour financer des volets, des brasseurs d’air, et faire évoluer les critères d’insalubrité des logements en intégrant « comme pour le plomb ou l’amiante, une trop grande exposition à la chaleur ».

L’article Canicule : le DPE ne sert à rien pour le confort d’été, ou presque est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Un quart de l’électricité européenne, 52 térawattheures (TWh), c’est gigantesque ce qu’a produit le solaire dans l’UE. Première source d’électricité, cette énergie renouvelable est déployée à tout va dans l’UE.

Dans un rapport publié par Ember le 14 juillet, on apprend que le photovoltaïque a généré 52 TWh d’électricité sur le seul mois de juin, c’est un quart de la production européenne. Mai était déjà un record avec 47 TWh (23 % du mix). En quatre ans, on observe un véritable boom : en juin 2022, le solaire ne fournissait encore que 26 TWh, (13 % du mix).

Avec ses 25%, le solaire a éclipsé les autres modes de production : le nucléaire à 21 %, le gaz à 15 %, l’éolien à 14 %, l’hydroélectricité à 12 % et enfin le charbon (8 %). Au total, les renouvelables ont couvert 55 % de l’électricité consommée dans l’Union européenne ce mois de juin.

L’Allemagne et l’Espagne leaders européens

Sans surprise, les marchés où le solaire s’est le plus développé sont l’Allemagne (où le solaire a produit 36 % de l’électricité en juin) et l’Espagne (34 %). La Belgique, les Pays-Bas et le Portugal ont aussi dépassé le tiers du mix. Dans plusieurs pays, Hongrie et les États baltes, le solaire a même approché la moitié du mix électrique mensuel même si leur contribution, en TWh, est marginale au niveau européen.

L’Europe a dû répondre à une vague de chaleur où les climatiseurs ont augmenté la demande. Le solaire a largement aidé même si nous relevions que le gaz prenait le relai en France pour notamment soutenir… ce même voisin allemand.

De son côté, la France est restée à la traîne. Selon RTE, le solaire a produit environ 4,4 TWh en juin, (11 % du mix). Il s’est classé deuxième source d’électricité ce mois-ci devant l’hydroélectricité (4,2 TWh).

L’article En juin, un quart de l’électricité européenne provenait du soleil est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Le secteur des SMR bouillonne aux USA. Portés par une politique gouvernementale extrêmement favorable, les projets se multiplient, à l’image de celui porté par une jeune startup floridienne portant le nom d’AMPERA. Au programme : de l’impression 3D, du thorium et un réacteur pas plus gros qu’un conteneur maritime. 

Le secteur des SMR continue d’être porté par des acteurs privés qui ont l’ambition de démocratiser le nucléaire, grâce à des technologies de plus en plus accessibles.  C’est dans cette dynamique qu’on retrouve AMPERA. Encore inconnue il y a peu, cette startup floridienne a pris très au sérieux la notion d’industrialisation et imagine ses micro-réacteurs comme des « modules d’énergie » de la dimension de conteneurs maritimes, qui pourraient être expédiés un peu partout dans le monde. Ces modules se destinent à l’alimentation data center, de navires ou encore de sites isolés.

D’un point de vue technique, le micro-réacteur développé par AMPERA a plusieurs particularités qui le distinguent des autres technologies de SMR. D’une puissance comprise entre 15 et 30 MWe, il utilise du thorium comme combustible primaire, sous la forme de particules TRISO. Surtout, il fonctionne à un régime subcritique. Comprenez que son noyau ne peut générer par lui-même une réaction en chaîne. De ce fait, le réacteur est équipé de générateurs de neutrons externes qui fournissent en continu la quantité de neutrons nécessaires pour bombarder le thorium et en faire de l’uranium fissile. Cette technologie à générateur de neutrons permet non seulement de moduler facilement la puissance du réacteur, mais également de lui offrir une grande réactivité tout en conservant un haut niveau de sûreté.

L’impression 3D au coeur de l’industrialisation du procédé

En parallèle, AMPERA a imaginé son réacteur comme un conteneur maritime scellé pour une trentaine d’années, ce qui signifie qu’il ne nécessite aucun rechargement de combustible et aucune gestion des déchets durant cette période. D’ailleurs, la startup travaille à la mise au point d’un modèle de location et de contrôle du réacteur à distance pour simplifier au maximum la gestion du réacteur par le client final.

D’un point de vue industriel, AMPERA veut également innover pour atteindre la production de plus de 300 unités par an. Pour cela, elle mise sur la fabrication additive, et vient d’ailleurs de dévoiler un prototype de coeur du réacteur imprimé en 3D grâce à du carbure de silice. L’utilisation de la fabrication additive permet de réaliser une structure d’une grande complexité, ici décrite comme « un noyau gyroïde monolithique sphérique ». Cette forme offre un rapport volume/surface très élevé permettant de maximiser les échanges thermiques tout en homogénéisant la distribution des flux neutroniques. Pour finir, AMPERA mise une production d’électricité reposant sur un cycle fermé de type Brayton utilisant du CO2 supercritique. Il n’aurait, de ce fait, pas besoin d’eau pour fonctionner. Objectif : commercialiser ces modules nucléaires à partir de 2030.

L’article Cette startup inconnue veut imprimer des réacteurs nucléaires en 3D est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

L’enjeu était de taille : permettre le soutien financier de l’État pour déployer jusqu’à 11 GW d’éoliennes offshore. Après étude, la Commission Européenne vient de valider le programme de financement de l’AO10, d’un montant maximal de 63 milliards d’euros sur 25 ans. Ces 11 nouveaux projets devraient être attribués juste avant les prochaines élections présidentielles. 

Bien que le cahier des charges ait déjà été publié le 12 juin, la Commission européenne a autorisé a posteriori le dispositif d’aide publique associé au dixième appel d’offres français d’éolien en mer, l’AO10. Comme c’est un appel d’offre om l’Etat comblera l’écart entre le prix de vente et le tarif retenu dans le cadre de l’appel d’offre, c’est bien une aide publique conséquente.

L’avis de Bruxelles vient donc sécuriser l’aide la plus grande jamais autorisée en France dans l’éolien. Onze parcs éoliens répartis sur plusieurs façades maritimes, en mer du Nord, dans l’Atlantique et en Méditerranée, 11,1 GW et jusqu’à 47,8 TWh de production d’électricité chaque année (10,6 % de la consommation électrique française), les chiffres donnent le tournis.

Les futurs exploitants auront biddé un prix, remporté un ou plusieurs parcs à ce tarif (pouvant atteindre 100 €/MWh). Si les prix de marché passent sous ce niveau, l’État compensera l’écart. À l’inverse, si les prix dépassent ce seuil, les producteurs reverseront une partie des revenus supplémentaires aux pouvoirs publics (c’est quand même moins probable dans ce sens).

63 milliards d’euros : un plafond théorique mais qui ne devrait pas être atteint

Le montant annoncé par Bruxelles – jusqu’à 63 milliards d’euros – correspond au coût maximal potentiel du dispositif sur toute sa durée. Il ne s’agit pas d’une dépense immédiate de l’État mais d’un scénario extrême dans lequel les prix de l’électricité resteraient bas. Dans un scénario intermédiaire, le coût net pour les finances publiques serait compris entre 5 et 10 milliards d’euros. Si les prix de l’électricité restent élevés, le mécanisme pourrait même devenir favorable à l’État grâce aux reversements effectués par les producteurs.

En miroir, le gouvernement insiste sur les 35 milliards d’euros liés à la construction des parcs, 15 milliards pendant leur exploitation et environ 7 milliards de recettes fiscales qui seront générés, soit 57 milliards de retombées potentielles + 20 milliards d’euros à la charge de RTE. Même si le montant peut paraître démesuré, certains dans le secteur considèrent le tarif insuffisant sur l’éolien flottant. En Méditerranée par exemple et dans les zones où les fonds marins sont trop profonds pour des fondations classiques, la construction reste encore coûteuse et moins mature que l’éolien posé.

Avec cet appel d’offres, la France se rapprochera de l’objectif de 15 GW d’éolien en mer installés en 2035 (2 GW aujourd’hui).

L’article AO10 : La Commission Européenne valide le programme de financement français est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

L’attente aura été longue, mais l’enjeu est immense : permettre à la France d’atteindre le « zéro émission » en 2050. La Stratégie nationale bas carbone vient d’être dévoilée dans sa version définitive, de quoi permettre au pays de se mettre en mouvement vers un monde décarboné. 

Voilà une publication qui était attendue. Quelques mois après la Programmation pluriannuelle de l’énergie 3 (PPE3), c’est au tour de la Stratégie nationale bas carbone 3 d’être dévoilée. Le document, de plus de 700 pages, aura été travaillé et retravaillé à de très nombreuses reprises pour enfin atteindre une forme de consensus.

Il faut dire que la tâche est colossale : la SNBC 3 a la lourde responsabilité de dicter les objectifs de la France à court, moyen et long terme pour atteindre la neutralité carbone d’ici 2050. Elle a été rédigée avec 7 objectifs principaux en tête, à savoir :

• Réduire de 50% nos émissions sur le sol français par rapport à 1990,
• Atteindre la neutralité carbone en 2050,
• Garantir la souveraineté énergétique et sortir des énergies fossiles (fin du charbon 2030, fin du pétrole d’ici 2045 et fin du gaz fossile en 2050),
• Réduire l’empreinte carbone de la France,
• Garantir une transition juste et soutenable socialement et économiquement,
• Consolider les puits de carbone naturels,
• Réduire notre consommation d’énergie finale.

Pour avoir une chance d’atteindre ces objectifs, ce sont tous les secteurs d’activité qui sont concernés : énergie, transport, bâtiment, industrie. Chaque secteur à sa feuille de route à suivre avec des objectifs propres d’ici 2030, puis 2050. Dans le domaine de l’énergie, qui nous intéresse le plus, le constat est simple : la production et la transformation d’énergie en France a émis 31 Mt de CO2e en 2024, ce qui représente 8% des émissions brutes du pays. Ces émissions devront être réduites de 69% d’ici 2030 par rapport à leur niveau de 1990, puis de 96% d’ici 2050.

La neutralité carbone d’ici 2050, un objectif encore atteignable ?

Sur la papier, la SNBC3 affiche des objectifs très ambitieux. Mais si l’État et les différents secteurs d’activité savent désormais à quoi s’en tenir et comment avancer, rien ne garantit la réussite de cette stratégie. L’atteinte de la neutralité carbone notamment par des objectifs annuels de réduction des émissions de CO2, à savoir :

• 3% de réduction par an entre 2017 et 2024,
• 5% de réduction par an entre 2024 et 2030,
• 7% de réduction par an entre 2030 et 2050.

Pour l’heure, le constat est plus que moyen : on a observé une première baisse des émissions en 2018, et qui ont augmenté jusqu’à atteindre des records en 2022 et 2023 avec des réductions d’émissions de 3,9% et 6,8%. Mais depuis, ces baisses restent inférieures à 2%, soit bien moins que l’objectif. En 2025, on n’a constaté qu’une réduction de 1,4% de réduction du CO2. Pour espérer garder le cap, il est donc urgent d’accélérer la transition et notamment d’électrifier les usages, sans quoi la neutralité carbone ne pourra être atteinte en 2050.

L’article SNBC3 : la stratégie nationale bas carbone se dévoile enfin avec des objectifs très ambitieux est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Alors que la situation géopolitique est plus complexe que jamais au Moyen-Orient, l’Union Européenne s’organise pour retrouver son indépendance énergétique. Sans surprise, c’est sur l’électricité que reposent tous les espoirs du Vieux Continent. 

La Guerre en Iran continue de bouleverser l’échiquier énergétique mondial. Pendant que la crise du détroit d’Ormuz dicte le prix des énergies fossiles partout à travers le monde, l’Europe réfléchit à des solutions pour retrouver son indépendance et ne plus subir ce type de situation. Il faut dire qu’au-delà l’aspect stratégique, l’impact financier de cette situation est très élevé. Depuis la fin du mois de février, les importations européennes de gaz et de pétrole ont coûté 50 milliards d’euros de plus que d’habitude à l’Europe ! Ce n’est pas prêt de s’améliorer, car malgré un mémorandum d’entente signé en juin 2026 entre l’Iran et les États-Unis, la situation est de nouveau crispée, et les échanges de frappes ont repris.

Selon Reuters, l’Union Européenne miserait donc beaucoup sur l’électrification des usages, et préparerait un plan en ce sens. Ce plan, dont la publication devrait avoir lieu le 17 juillet, va comprendre une série de mesures politiques et de programmes de financements destinés à orienter l’économie vers l’électricité au détriment du pétrole et du gaz.

Véhicules électriques, pompes à chaleur et électrification des processus industriels

Techniquement, ce plan devrait se matérialiser par un objectif de part minimal d’électricité dans la consommation d’énergie finale dans l’Union Européenne d’ici 2040. Pour le moment, aucun pourcentage n’a été dévoilé, sans doute parce que les discussions à ce sujet se poursuivent encore.

L’objectif de ce plan est simple : faciliter le basculement vers l’électrification, malgré des investissements initiaux souvent plus élevés qu’avec les énergies fossiles. Pour y parvenir, plusieurs mesures sont envisagées comme l’obligation d’installer des pompes à chaleur dans les bâtiments publics, ou permettre la baisse de la TVA sur certains produits comme les batteries domestiques, les voitures électriques ou les pompes à chaleur. Dans un second temps, des appels d’offres pourraient être lancés pour financer des projets industriels produisant de la chaleur décarbonée.

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Augmenter la production photovoltaïque grâce à un simple film réfléchissant, c’est en substance ce que propose une startup canadienne. Bien décidée à révolutionner le secteur tout entier, elle s’apprête à vendre la licence de sa technologie aux plus grands fabricants mondiaux. 

Voilà maintenant des décennies que les chercheurs du monde entier tentent de mettre au point les panneaux photovoltaïques les plus efficaces possibles. Mais ils doivent composer avec un obstacle qui paraît infranchissable : la limite de Shockley-Queisser. Cette dernière fixe l’efficacité théorique maximale d’une cellule solaire à jonction unique, approchant les 30%.

Face à cette difficulté, l’entreprise québécoise Reflect10 a choisi une approche radicalement différente, qui lui aurait permis d’obtenir une production d’électricité 20% supérieure à un panneau solaire classique.

Améliorer l’architecture des modules, plutôt que le rendement des cellules

Cette approche consiste à se concentrer sur l’architecture des modules photovoltaïques plutôt que sur la structure des cellules en tant que telles. Reflect10 propose ainsi l’intégration d’une surface réfléchissante à la géométrie complexe dans les modules photovoltaïques, ce qui permet une capture accrue des photons sans avoir à augmenter la surface totale du panneau. C’est ce qu’elle appelle la « Réflectricité ».

L’entreprise reste volontairement floue sur les détails techniques de sa solution, car cette dernière est protégée par trois demandes de brevets. Outre de nombreuses simulations informatiques, l’entreprise a mené deux campagnes de tests en conditions réelles à la fin de l’été 2025 et en mai 2026 au Canada et au Maroc. Les résultats, encourageants, ont même été analysé et confirmés par l’Institut photovoltaïque d’Île de France (IPVF).

Ce dernier a indiqué que la technologie reposait sur le régime de l’optique géométrique, régi par les lois de Snell-Descartes. Toujours selon l’institut français, les gains calculés sont non seulement intéressants, mais ont en plus l’avantage de ne pas être spécifiques à l’échelle de test choisie. Autrement dit, ils sont transposables à des installations plus grandes. Outre l’IPVF, l’Institut national d’optique du Canada a également rendu un avis scientifique favorable.

Un gain important à des moments cruciaux

Sur le papier, cette nouvelle technologie affiche de nombreux avantages. D’abord, elle est transposable à toutes les technologies de cellules du marché, et pourrait s’adapter parfaitement au repowering des parcs existants.

Elle a également l’avantage d’augmenter significativement la production d’électricité quand le soleil est plus rasant, à savoir le matin et en fin de journée. Lors de cette période, la production mesurée a presque triplé par rapport à une solution classique. En parallèle, cette technologie permet une hausse de 19% de la production sous lumière diffuse, notamment par temps nuageux.

L’article Cette entreprise mise sur la « réflectricité » pour augmenter la production d’énergie solaire est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Longtemps perçu comme une charge, le toit devient aujourd’hui un levier de valorisation immobilière concret. La toiture photovoltaïque s’impose comme une solution prisée des propriétaires et investisseurs soucieux de rentabiliser leur patrimoine.

Un toit représente en moyenne 30 % du coût de construction d’un bâtiment. Pourtant, pendant des décennies, il n’a été considéré que comme une dépense : entretien, réfection, isolation. Ce paradigme évolue sensiblement depuis que les installations solaires ont quitté le domaine de l’expérimental pour entrer dans celui de la gestion patrimoniale courante. Pour les propriétaires qui cherchent à optimiser la valeur de leur bien tout en réduisant leurs charges, la question du toit comme surface productive mérite d’être posée sérieusement.

Cette évolution ne concerne pas uniquement les foyers engagés dans une démarche environnementale. Elle touche désormais des profils d’investisseurs bien plus variés : propriétaires bailleurs souhaitant améliorer la performance énergétique de leurs actifs, particuliers en résidence principale cherchant à sécuriser une partie de leurs dépenses courantes, ou encore acquéreurs attentifs à la valeur verte d’un bien au moment de la revente.

Du passif au productif : comment le toit change de statut

Dans la comptabilité d’un bien immobilier, les surfaces non habitables ont longtemps été classées dans la colonne des charges. La toiture, en particulier, concentre des postes de dépenses récurrents : étanchéité, isolation thermique, remplacement de tuiles ou de bardage. L’installation d’une toiture photovoltaïque modifie cette logique en faisant de cette surface un outil de production d’énergie, donc une source potentielle de revenus ou d’économies mesurables.

Le principe est connu : les panneaux solaires convertissent le rayonnement solaire en électricité. Mais ce qui a changé ces dernières années, c’est la maturité du modèle économique. Les coûts d’installation ont fortement baissé au fil des évolutions technologiques et de l’industrialisation de la filière, tandis que les mécanismes de valorisation de l’énergie produite se sont précisés. Un propriétaire peut aujourd’hui soit consommer directement l’électricité générée (autoconsommation), soit revendre le surplus au réseau, soit combiner les deux approches selon sa situation.

Ce changement de statut du toit n’est pas qu’une métaphore. Sur le plan comptable, une installation photovoltaïque peut être amortie dans le temps, et les économies générées sur la facture d’électricité constituent un flux financier réel, quantifiable, qui entre directement dans le calcul du rendement global d’un bien.

Impact sur la valeur verte et l’attractivité locative

Le marché immobilier intègre de plus en plus les critères de performance énergétique dans la valorisation des biens. Le diagnostic de performance énergétique (DPE) est devenu un outil central dans les transactions, avec des effets directs sur le prix de vente et la facilité à louer. Les logements classés F ou G subissent des contraintes croissantes sur le marché locatif, tandis que les biens économes en énergie bénéficient d’une prime à la revente qui tend à s’accentuer.

Dans ce contexte, une toiture équipée de panneaux solaires contribue à améliorer le profil énergétique d’un bien. L’énergie autoproduite réduit les besoins en énergie du réseau, ce qui peut avoir un impact positif sur le DPE selon la configuration de l’installation et le niveau de consommation du logement. Pour un propriétaire bailleur, cet argument se double d’un avantage concurrentiel réel : un bien avec des charges réduites attire des locataires plus facilement et peut justifier un loyer légèrement supérieur dans certains segments du marché.

Au-delà du DPE, la notion de « valeur verte » gagne du terrain dans les estimations immobilières. Plusieurs études menées en Europe sur ces dernières années montrent que les biens dotés d’équipements de production d’énergie renouvelable affichent des prix de vente supérieurs à ceux du marché local dans des proportions variables selon la région, la taille de l’installation et le profil des acheteurs. Ce différentiel, même modeste, représente un retour sur investissement supplémentaire à prendre en compte dans le calcul global.

Les critères techniques qui conditionnent la rentabilité

L’intérêt patrimonial d’une installation solaire dépend étroitement de plusieurs paramètres techniques qu’il convient d’évaluer avant tout projet. L’orientation du toit est le premier facteur déterminant : une exposition plein sud offre le rendement maximal, mais des orientations est-ouest peuvent également être exploitées avec des résultats satisfaisants selon la latitude et l’inclinaison.

La surface disponible conditionne la puissance installable et donc le volume d’énergie potentiellement produit. Un toit encombré de velux, de cheminées ou de structures diverses réduira mécaniquement la surface exploitable. L’état général de la toiture constitue également un point de vigilance : une installation sur une couverture vétuste nécessitera des travaux préalables, ce qui impacte le budget global et le délai de retour sur investissement.

• Orientation et inclinaison du toit
• Surface nette disponible (hors obstacles)
• État de la charpente et de la couverture existante
• Niveau de consommation électrique du foyer ou du bien
• Accès au réseau et conditions de raccordement

Le choix entre autoconsommation totale, autoconsommation avec revente du surplus, ou vente totale de la production dépend du profil de consommation et des tarifs en vigueur au moment de l’installation. Ces paramètres évoluent régulièrement, ce qui rend l’accompagnement par un spécialiste particulièrement utile pour modéliser les scénarios les plus adaptés à chaque situation.

Financement et retour sur investissement : ce qu’il faut anticiper

Le coût d’une installation photovoltaïque varie selon la puissance installée, la complexité du chantier et les équipements choisis. Des aides publiques existent pour soutenir ce type de projet, qu’il s’agisse de crédits d’impôt, de primes à l’autoconsommation versées par l’État via les gestionnaires de réseau, ou encore d’éco-prêts à taux zéro dans certaines configurations. Ces dispositifs réduisent le reste à charge initial et améliorent mécaniquement le délai de retour sur investissement.

Ce délai, souvent évoqué comme critère de décision, se situe généralement entre huit et quinze ans selon les configurations, ce qui est tout à fait cohérent avec l’horizon de détention habituel d’un bien immobilier. Sur une durée de vie estimée des panneaux à vingt-cinq ou trente ans, la période productive post-amortissement représente donc une fenêtre économiquement favorable pour le propriétaire.

Pour les investisseurs qui raisonnent en termes de rendement net, l’équation mérite d’être calculée de façon rigoureuse : coût total de l’installation (matériaux, pose, raccordement), économies annuelles sur la facture électrique, revenus éventuels de revente du surplus, gain potentiel sur la valeur de revente du bien. Ce calcul, mené avec un accompagnement spécialisé, permet d’objectiver la décision au-delà des arguments de principe.

En résumé

La toiture photovoltaïque ne relève plus d’une démarche marginale ou purement militante. Elle s’inscrit aujourd’hui dans une logique de gestion patrimoniale rationnelle, portée par la convergence de plusieurs tendances : hausse durable des prix de l’énergie, durcissement des exigences réglementaires sur la performance énergétique des logements, et appétit croissant des acheteurs pour les biens à faibles charges.

Pour un propriétaire ou un investisseur, la question n’est plus tant de savoir si l’installation solaire est une bonne idée en théorie, mais de déterminer dans quelles conditions elle est pertinente pour son bien spécifique. L’orientation, la surface, le profil de consommation et l’horizon de détention sont les variables clés d’un arbitrage qui mérite une analyse sérieuse plutôt qu’une décision par défaut.

Chaque situation étant différente, faire appel à un professionnel pour réaliser une étude personnalisée reste la démarche la plus fiable pour estimer concrètement ce que peut rapporter un toit que l’on n’a, jusqu’ici, fait que protéger.

L’article Toiture photovoltaïque : transformer son toit en actif patrimonial est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

La France et la Belgique associent leurs forces en matière d’hydrogène vert, à travers John Cockerill et sa filiale McPhy. Objectif : rendre cet technologie inéluctable pour la transition énergétique européenne grâce à un tout nouvel électrolyseur innovant. 

L’histoire de l’entreprise française McPhy, pionnière de l’hydrogène vert, aurait pu s’arrêter en juillet 2025, moins de deux ans après l’inauguration d’une gigafactory flambant neuve. Du fait de mauvais résultats financiers, consécutifs d’un marché encore poussif, l’entreprise est placée en liquidation judiciaire. Heureusement, une partie de ses activités sont rachetées par le belge John Cockerill Hydrogen, notamment la gigafactory située à Belfort.

Un an plus tard, John Cockerill Hydrogen vient de présenter dans l’usine de Belfort un prototype de stack d’électrolyse de 5 MW, fruit d’un an de travail entre les équipes des deux entités. Cet équipement innovant impressionne, avec ses 7 mètres de long pour 2 mètres de diamètre et 30 tonnes sur la balance.

Il s’agit du coeur de l’électrolyseur, qui a la particularité d’embarquer des cellules en polymère plutôt qu’en acier. Ce choix de matériau permet au stack de mieux réagir dans le temps à la potasse, un élément essentiel de l’électrolyseur, mais extrêmement corrosif. Si les prochains essais de ce stack sont concluants, sa commercialisation pourrait débuter dès la fin de l’année. Une ligne de production sur-mesure lui sera dédiée pour permettre une fabrication 100% française.

Une filière qui lutte toujours pour sa démocratisation

John Cockerill Hydrogen a bien conscience qu’il joue gros en reprenant McPhy et en misant sur le développement de l’hydrogène vert. En effet, si ce dernier est évoqué depuis de nombreuses années comme étant l’une des solutions à la transition énergétique, la réalité est beaucoup moins flatteuse.

D’un côté, l’hydrogène vert peine à concurrencer l’hydrogène gris encore 3 fois moins cher, tandis que l’hydrogène naturel est de plus en plus plébiscité. D’ailleurs, l’est de la France disposerait de réserves colossales. Pour se donner toutes les chances de réussir, John Cockerill Hydrogen doit donc limiter les coûts par tous les moyens possibles, notamment en permettant un assemblage entièrement automatisé, qui entraîne une réduction de 15% le coût total de chaque électrolyseur.

Outre l’innovation et la poursuite d’un coût de production toujours plus faible, l’hydrogène vert nécessitera vraisemblablement le soutien de l’Europe pour s’imposer dans le paysage de la transition énergétique.

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Les effets de la canicule se font de plus en plus ressentir, même auprès d’EDF. L’énergéticien français a notamment été contraint de réduire sa puissance nucléaire de près de 9 GW à cause des fortes chaleurs. À Bugey, EDF a mis en place une stratégie différente pour assurer la sécurité du réseau électrique, en obtenant une dérogation concernant la température de ses rejets dans le Rhône. 

Depuis quelques mois, les vagues de chaleur s’enchaînent sur tout l’Hexagone. Et si EDF et RTE ont tenu un discours rassurant jusqu’ici, plusieurs signaux d’alarme ont été tiré. Du fait de l’épisode caniculaire actuel, la puissance du parc nucléaire a été réduire de 14% au total. Au niveau de la centrale du Bugey, EDF a été autorisé à dépasser les seuils réglementaires de rejets d’eau chaude dans le Rhône.

En temps normal, la température de l’eau rejetée dans le Rhône ne doit pas dépasser une température de 26°C entre juin et septembre. EDF a proposé d’augmenter cette température de 1°C. Sans modification de cette température, EDF serait contraint de diminuer la production électrique des réacteurs n°3, n°4 et et n°5, voire même de les arrêter afin de limiter l’échauffement du Rhône. Mais leur fonctionnement est requis par le gestionnaire du réseau de transport d’électricité (RTE) pour assurer la sécurité du réseau électrique. D’ailleurs, le ministère chargé de l’énergie a confirmé cette nécessité. Cette dérogation est prévue jusqu’au 20 juillet inclus.

Des dérogations déjà accordées en 2003, 2006 et 2022

Les quatres réacteurs opérationnels de la centrale de Bugey ont tous été mis en service à la fin des années 70, et appartiennent au palier CP0. Ils affichent tous les 4 une puissance nette proche des 900 MWe. Mais si leur conception est très proche concernant la partie nucléaire, leurs systèmes de refroidissement divergent. Les réacteurs n°2 et n°3 disposent d’un circuit de refroidissement « ouvert », ce qui signifie qu’ils sont directement refroidis par l’eau du Rhône. Les réacteurs n°4 et n°5 sont refroidis par l’air, au moyen de quatre tours aéroréfrigérantes de 128 mètres de haut. De ce fait, ce sont principalement les réacteurs à circuits ouvert qui contribuent le plus à l’échauffement du Rhône. À pleine puissance, les 4 réacteurs prélèvent 90 m3/s, et restituent 89 m3/s, ce qui représente presque 45% du débit total du fleuve.

Ce type de dérogation n’est pas une nouveauté puisqu’elle a déjà été accordée en 2003, 2006 et 2022. Face à la tendance générale au réchauffement, et pour que cette dérogation ne devienne pas habituelle, EDF travaille actuellement sur un plan d’adaptation. L’électricien souhaite investir 8,7 milliards d’euros sur 15 ans pour adapter son parc au réchauffement climatique.

L’article Canicule : la centrale de Bugey obtient une dérogation environnementale pour continuer de fonctionner est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Malgré le déploiement progressif d’alternatives moins carbonées (comme le biogaz), le gaz devrait connaître une importante baisse de consommation au cours des prochaines décennies. Pour accompagner ce déclin de consommation dans les meilleures conditions possibles, la CRE travaille sur différents scénarios. L’une des solutions consiste à supprimer des portions de réseaux quand elles ne sont plus utilisées. 

Pour la CRE, la gestion du réseau de distribution de gaz jusqu’en 2050 a des allures de casse-tête. Transition énergétique oblige, la consommation devrait décliner au cours des trois prochaines décennies. Mais malgré ce déclin potentiel, l’institution française a la lourde tâche d’organiser le marché pour permettre le maintien d’un tarif incitatif pour les utilisateurs actuels, rendre possible les investissements afin de maintenir l’état du réseau, et ne pas rogner sur les tarifs des futurs utilisateurs.

Dans un rapport publié le 1er juillet, la Commission de régulation de l’énergie a présenté les pistes qu’elle compte explorer à ce sujet, pour tenter d’enrayer l’effet ciseau. Si rien n’est fait, le coût des infrastructures devrait rester stable, mais sera réparti sur un moins grand nombre de clients, qui devront donc payer de plus en plus cher.

L’une des solutions évoquées consiste à rendre possible la fermeture progressive de certaines portions de réseau. Aujourd’hui, GRDF, qui gère le réseau, ne peut pas déraccorder un client de sa propre initiative, même lorsque le maintien du raccordement ne se justifie plus. De ce fait, un logement dans lequel le gaz n’est utilisé que pour la consommation peut entraîner le maintien de toute une portion de réseau. La CRE veut permettre le repli du réseau là où il n’a plus d’avenir. Organisée par un cadre juridique, cette gestion reposerait sur trois principes fondamentaux :

• Un déclenchement justifié par un réinvestissement nécessaire, mais très lourd pour une portion peu utilisée,
• L’existence d’une alternative énergétique viable comme l’électricité ou le réseau de chaleur,
• Un effort de prévenance et un accompagnement soutenu pour permettre aux consommateurs de basculer sur une autre énergie dans les meilleures conditions possibles.

La commission a déjà repéré les zones les plus propices à un réseau, avec notamment une énergie de substitution. Évidemment, certains consommateurs seront protégés de ce système comme les industries pour lesquelles le gaz est difficile à remplacer.

10 milliards d’euros nécessaires au démantèlement du réseau gaz ?

Toujours dans l’objectif d’anticiper le cadre juridique qui englobe la distribution de gaz en France, la CRE a également étudié ce que pourrait coûter le démantèlement du réseau gaz d’ici 2050. Selon les scénarios envisagés, ce coût pourrait s’élever à 10 milliards d’euros pour mettre en sécurité le réseau, déposer les canalisations et sécuriser les branchements. Comme ces coûts n’apparaissent qu’à la fermeture des ouvrages, leur ampleur dépend du nombre de consommateurs de gaz restant en 2050.

Si cette projection n’est en aucun cas un programme de démantèlement, elle permet de se poser une question cruciale : qui paiera la facture de ce démantèlement ? Pour éviter que seuls les opérateurs du réseau aient cette charge économique, la CRE envisage de provisionner ces coûts en avance via le tarif du gaz, ou encore de faire appel à un financement externe comme le budget de l’État.

L’article La CRE cherche la bonne formule pour maintenir le réseau gaz jusqu’en 2050 est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Le gouvernement continue de vouloir favoriser l’électricité au détriment des énergies fossiles. Dans cette dynamique, le coefficient de conversion de l’électricité va passer de 1,9 à 1,7 pour le Diagnostic de performance énergétique (DPE). Cette évolution réduit considérablement l’écart de considération avec le gaz qui est toujours moins taxé et mieux considéré. La mesure devrait être appliquée à partir du 1er janvier 2027. 

Le projet d’arrêté sera examiné le 23 juillet par le Conseil supérieur de l’énergie pour faire passer le coefficient de conversion de l’électricité en énergie primaire à 1,7. Après l’avoir ramené de 2,3 à 1,9 au 1er janvier 2026, l’exécutif jugeait déjà que la méthode de calcul continuait à pénaliser les logements chauffés à l’électricité face au gaz. Lors de la présentation de son plan d’électrification, le 23 avril, il avait annoncé vouloir descendre « autour de 1,7 ». La promesse est tenue, mais diable que ce fut long.

En abaissant ce coefficient, la consommation d’énergie primaire des logements électriques diminue mécaniquement et leur étiquette du DPE s’améliore. Selon la fiche d’impact adossée au projet d’arrêté, la réforme fera sortir autour de 125 000 logements du parc locatif privé du statut de passoire thermique. Sur les résidences principales, 300 000 logements ne seraient plus classés F ou G. Cela fait plus d’un tiers au total des passoires chauffées à l’électricité qui changeraient ainsi de catégorie. Pour tous les diagnostics réalisés depuis juillet 2021, une attestation mettant à jour automatiquement la nouvelle étiquette sera disponible gratuitement sur l’Observatoire DPE-Audit de l’ADEME à partir du 1er janvier 2027.

Les sénateurs ne semblent pas comprendre le besoin de différencier gaz et électricité

C’est stratégique pour ces logements. Ceux qui sortiront des classes F ou G échapperont notamment au gel des loyers prévu par la loi Climat et Résilience. Les bailleurs concernés pourront à nouveau appliquer l’indexation annuelle ou revaloriser le loyer lors d’une relocation. Hasard du calendrier ou pas, cette réforme intervient alors que le Parlement s’apprête lui aussi à desserrer l’étau sur les passoires thermiques. Le 8 juillet, le Sénat a adopté un projet de loi autorisant, sous conditions, la poursuite de la location de logements classés F ou G si leur propriétaire s’engage à réaliser des travaux dans un délai de trois à cinq ans. Mais cette mesure concerne aussi le gaz, accroissant par-là l’inégalité réduite par l’abaissement du coefficient qui nous intéresse.

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La construction de nouveaux réacteurs n’est pas un long fleuve tranquille, en particulier en France. Le programme EPR2 est d’une grande complexité technique, mais aussi administrative. Preuve en est : le programme est étudié à la loupe par la Commission Européenne, qui veille au respect de la concurrence. D’ailleurs, les contrats à long terme souhaités par EDF iraient à l’encontre du marché de l’énergie. 

Officiellement, le projet des 6 EPR2 suit son cours. Mais en coulisse, le passage par la case Commission Européenne engendre des tensions qui persistent. Le projet français vient d’être évalué par la Commission Européenne, qui a notamment analysé en détails trois mécanismes considérés comme des aides de l’État pour mener à bien le projet, à savoir :

• Le prêt bonifié. 60% des coûts de construction devraient être issus d’un prêt financé par le Fonds d’épargne géré par les Caisse des Dépôts et consignations. Son montant est estimé à 44 milliards d’euros.
• Le Contrat pour Différence. Chaque réacteur fait l’objectif d’un CfD pour 40 ans à partir de sa date de mise en service, avec un prix de référence estimé entre 85 et 115€/MWh.
• Le partage des risques. La France prévoit un mécanisme des partage des risques pour protéger la société spécialement créée pour la construction des réacteurs. Si la société en question est exposée à certains risques, elle pourra bénéficier d’une compensation.

De manière générale, la Commission Européenne a émis des réserves concernant la nécessité de proportionnalité de l’aide et de possibles effets négatifs sur la concurrence. Elle veut, en effet, privilégier à tout prix le marché, tandis que la France veut mettre en place des contrats à long terme pour vendre l’électricité de ses réacteurs. Selon les Echos, une personne proche du dossier aurait déclaré : « La Direction de la concurrence à Bruxelles ne bouge pas d’un iota. A un moment, ça risque de bloquer si elle reste sur sa logique idéologique de concurrence pure et parfaite, contre les monopoles historiques ».

Un planning déjà mis à rude épreuve

Sans accord trouvé dans les prochaines semaines, c’est tout le planning de construction des EPR2 qui pourrait être décalé. Pour l’heure, la prochaine étape concerne la décision finale d’investissement qui devrait être connue d’ici la fin 2026. Ensuite, le rythme devrait être extrêmement soutenu pour espérer la mise en service du premier EPR2 d’ici 2038 à Penly.

D’ailleurs, face au fiasco chronologique de l’EPR de Flamanville, la gestion des délais d’EDF est plus que jamais scrutée au microscope. L’électricien français doit pouvoir montrer son savoir-faire, en France, mais aussi à l‘étranger. Reste désormais à savoir si un accord va pouvoir être trouvé avant qu’il ne soit trop tard.

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