Le Sénat a adopté en deuxième lecture, lundi 8 juillet, la proposition de loi (PPL) de programmation sur l’énergie portée par le sénateur LR Daniel Gremillet. Quel peut donc être l’avenir du texte, voté à 221 voix contre 24 ?

En s’alignant partiellement sur la version adoptée par la commission des affaires économiques de l’Assemblée nationale, les sénateurs ont validé plusieurs objectifs énergétiques. 200 TWh d’électricité renouvelable d’ici 2030, 27 GW de capacités nucléaires supplémentaires d’ici à 2030, tout en posant des objectifs pour l’hydrogène bas-carbone « au moins » plus ambitieux que la stratégie nationale hydrogène 2 (révisée à la baisse, car jugée trop ambitieuse, notamment par la Cour des Comptes). À noter, un amendement important a été introduit : il impose au gouvernement d’évaluer l’impact économique des objectifs par filière énergétique — une exigence visant directement le coût des énergies renouvelables, surtout le solaire et l’éolien, que les sénateurs veulent développer sans soutien public.

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Le gouvernement veut aller plus vite

La navette parlementaire se poursuit. La prochaine étape aura lieu à l’Assemblée nationale les 22 et 23 septembre, avant une commission mixte paritaire (CMP) prévue mi-octobre. C’est à ce moment-là qu’un compromis devra être trouvé entre députés et sénateurs. En l’absence d’accord, une troisième lecture s’imposera. Le texte avait subi un amas d’amendements en séance (réouverture de Fessenheim, moratoire sur les renouvelables…) et avait été rejeté en première lecture à l’Assemblée.

Reste l’épée de Damoclès, la publication du décret PPE par le gouvernement, qui aimerait que la navette aille plus vite. Le ministre de l’Industrie et de l’Énergie Marc Ferracci agite la menace de le publier avant la fin de l’été, mais a besoin de l’assise législative pour conforter ce décret (la loi fixe les grands objectifs et le décret vient les détailler).

Ces délais retardent la révision de la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE), un outil indispensable à la planification industrielle et à la mobilisation des investissements dans les filières bas-carbone. Malgré le consensus apparent au Sénat, le gouvernement fait face à un casse-tête politique. Il lui faudra concilier les attentes industrielles, les tirs à boulets rouges sur les énergies renouvelables et les contraintes budgétaires. Autant d’enjeux qui pèseront sur la CMP de l’automne.

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Ce n’est pas vraiment comparable au scandale du dieselgate, mais tout de même intrigant. Selon les mesures rigoureuses du journaliste automobile Soufyane Benhammouda (Automobile Propre), la Renault R4 électrique consommerait davantage d’énergie que ce qui est mentionné sur le tableau de bord.

Lors d’un supertest, un essai standardisé en conditions réelles, notre confrère et collègue Soufyane Benhammouda d’Automobile Propre a observé un fait étonnant : la Renault R4 semble plus sobre que la R5 sur toutes les configurations. Des chiffres confirmés par des mesures répétées et identiques sur circuit et sur route, qui contredisent les annonces du constructeur automobile.

En réalité, révèle son analyse, le système d’affichage de la R4 oublierait mystérieusement une partie de la consommation réelle, sous‑estimant en moyenne de 2,2 kWh/100 km l’énergie effectivement puisée dans la batterie. Renault n’a pas encore expliqué cette différence d’affichage, probablement due à un calibrage logiciel perfectible. Rien d’alarmant, précise Soufyane, puisque l’autonomie affichée reste correcte et la différence reste marginale pour l’utilisateur. Mais elle rappelle l’importance d’une information juste et transparente pour le client.

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L’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection a donné son aval, le 1ᵉʳ juillet, à la prolongation de vingt réacteurs nucléaires d’EDF de 1 300 mégawatts électriques (MWe) au-delà de quarante ans d’exploitation.

Ce feu vert, la prolongation au-delà de quarante ans de 20 des 57 réacteurs nucléaires, intervient après une large concertation, suivie d’une consultation publique sur le projet d’avis de l’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection (ASNR). L’autorité estime que la poursuite du fonctionnement de ces réacteurs est envisageable à condition que soient mises en œuvre les améliorations majeures de sûreté prévues par EDF. Des dispositions supplémentaires ont aussi été prescrites pour atteindre les objectifs fixés par le quatrième réexamen périodique.

Cette décision marque la fin de la phase générique du processus. Elle concerne les modifications communes aux vingt réacteurs de cette catégorie mis en service entre 1984 et 1994. Elle sera suivie, pour chaque installation, d’un volet spécifique décliné lors des visites décennales. La centrale de Paluel (Seine-Maritime) débutera dès janvier 2026 avec un chantier de modernisation qui durera jusqu’en 2040 pour les dernières unités concernées.

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Accord ne veut pas dire pas prolongation effective

L’ASNR précise toutefois que son accord ne constitue pas une carte blanche : la prolongation effective dépendra de la capacité d’EDF à concrétiser les travaux de renforcement de la sûreté validés réacteur par réacteur. Cette dynamique s’inscrit dans un contexte où la France mise à la fois sur la relance du nucléaire neuf et sur la préservation du parc existant.

Lors de la signature du contrat de filière nucléaire en juin, le directeur général d’Orano avait illustré la situation par une métaphore sportive, comparant le secteur nucléaire à une équipe de France disputant un match encadré par des arbitres — une référence implicite à l’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection : « ils ne font pas partie de l’équipe, mais sont indispensables pour que le match se joue bien et, pour ça, on a besoin qu’ils aient envie que le match se joue à l’heure et de façon fluide. »

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Depuis longtemps, les diagnostics de performance énergétique (DPE) pénalisent l’électricité face aux énergies fossiles. Une révision annoncée pourrait changer la donne.

Une « passoire thermique », c’est un logement énergivore. Un logement classé F ou G sur l’échelle du diagnostic de performance énergétique (DPE). Ceux qui espèrent échapper à ce classement, pour faire des économies ou parce qu’ils comptent louer leur bien (la location d’un logement classé G est interdite depuis ce 1ᵉʳ janvier 2025 et devrait le devenir pour ceux classés F dès 2028), doivent entreprendre des travaux de rénovation énergétique. Mais une annonce de Matignon pourrait bien leur donner un coup de pouce inattendu.

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Un coefficient de conversion revu à la baisse pour l’électricité

À compter du 1ᵉʳ janvier 2026, un nouveau coefficient de conversion devrait en effet être appliqué à l’électricité. Pour comprendre, il est bon de rappeler que ce coefficient traduit l’efficacité avec laquelle l’énergie est convertie. Ainsi, pour consommer 1 kilowattheure (kWh) d’électricité en énergie finale dans un logement, l’Europe considérait jusqu’en 2021 qu’il fallait produire 2,58 kWh d’énergie primaire dans une centrale. La faute à des pertes notamment lors du transport de l’électricité par les lignes à haute tension. Le coefficient avait déjà été ramené à 2,3 il y a 4 ans. Et l’Europe avait demandé, il y a quelques mois, à ce que les États membres appliquent, à l’avenir, un coefficient de 1,9. Entre autres parce qu’avec le développement des énergies renouvelables, les déperditions sont moindres.

Un rabaissement du coefficient de conversion de l’électricité à 1,9, c’est exactement ce que notre gouvernement vient d’annoncer. Une bonne nouvelle pour les maisons chauffées à l’électrique, particulièrement les petites surfaces qui utilisent des radiateurs. Au moins du point de vue de leur classement. Sur les 5,8 millions de logements F ou G qu’il y a en France, quelque 850 000 pourraient gagner une classe. Et certains, donc, faire tomber leur étiquette de « passoire énergétique » sans même à avoir à bouger le petit doigt, parce qu’il pourrait même s’appliquer une mise à jour automatique.

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Plus juste pour la transition, mais…

Depuis un moment déjà, les experts réclamaient un ajustement du coefficient de conversion de l’électricité. Un ajustement qui refléterait le fait que dans notre pays, la production d’électricité est très largement décarbonée. Et qui rétablirait au moins un peu la balance avec le bois et le gaz. Cette énergie bien fossile, elle, jouit en effet toujours d’un coefficient de conversion très avantageux de 1. D’autant que, selon Matignon, cet écart entre les coefficients des uns et des autres « freine l’électrification des usages, pourtant essentielle à notre stratégie énergétique et climatique ». Et revoir les classements des maisons et appartements pourrait aider à « cibler plus efficacement les aides à la rénovation énergétique sur les logements chauffés aux énergies fossiles ». Ce qui donne peut-être une idée du fond de la réflexion en cours actuellement sur les règles d’attribution de ces aides.

L’ennui, c’est que la manœuvre pourrait aussi décourager les propriétaires de logements chauffés à l’électricité qui auraient des envies de rénovation énergétique. Alors même que leurs consommations resteront importantes et leurs factures, élevées…

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Si certains industriels se plaignent toujours du prix de l’électricité proposé par EDF, certains semblent y trouver leur compte. Le géant de la chimie Arkema vient de signer pour dix ans avec l’énergéticien national, pour alimenter son site de production de Jarrie en Isère.

EDF poursuit sa stratégie de séduction des industriels français avec un nouveau succès. Il vient de signer un protocole d’accord avec Arkema pour alimenter en électricité l’usine de production de chlore et ses dérivés de Jarrie (Isère), sur une durée de dix ans à partir du 1ᵉʳ janvier 2026. Conclu le 2 juillet, cet accord prévoit un mécanisme équilibré de gestion des risques et des gains. La signature du contrat définitif est attendue d’ici septembre.

« Cet engagement permettra à Arkema de sécuriser son approvisionnement sur dix ans tout en favorisant ses investissements. C’est la preuve que nous savons proposer une électricité bas carbone et compétitive pour soutenir l’industrie nationale », indique dans un communiqué Marc Benayoun, le directeur exécutif du groupe EDF en charge du pôle clients, services et territoires. Du côté d’Arkema, le directeur exécutif Marc Schuller estime que « cet accord avec EDF s’inscrit pleinement dans la dynamique industrielle et environnementale portée par Arkema et dans sa volonté de pérennisation de son site de Jarrie ». « La visibilité sur le long terme du coût de la fourniture d’électricité contribue à sécuriser le site pour la poursuite de ses activités eau oxygénée, chlorate et perchlorate » détaille-t-il.

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Tirer un câble haute tension entre le Maroc et le Royaume-Uni ? Un projet titanesque et un peu fou. Si le gouvernement britannique vient de lui refuser son soutien, l’entreprise britannique Xlinks continue d’y croire.

Lorsqu’il s’agit d’énergie solaire, certains pays sont clairement plus avantagés que d’autres. Le Maroc, par exemple, l’a bien compris. Et il compte en profiter. Pas moins de six grands projets viennent d’être mis sur les rails, pour une capacité globale d’environ 20 gigawatts (GW). La moitié sera destinée à la production d’hydrogène par électrolyse. Avec pour objectif de produire quelque 8 millions de tonnes d’hydrogène vert et de dérivés — comme de l’ammoniac, du carburant de synthèse ou encore de l’acier décarboné. Dont une partie pourrait finir acheminée vers l’Europe.

Le Royaume-Uni, lui, n’est pas nécessairement le plus gâté des pays en matière d’ensoleillement. Alors récemment, une société d’investissement britannique, Octopus Energy, a lancé avec le développeur Xlinks, un projet plus direct pour profiter du soleil du Maroc et alimenter jusqu’à 7 millions de foyers. Celui estimé à 25 milliards de livres sterling — soit presque 29 milliards d’euros — d’une installation photovoltaïque de 7 GW — et éolienne de 3,5 GW — complétée par du stockage par batterie de 5 GW/20 GWh dans la région saharienne de Tan-Tan. Et reliée au Royaume-Uni — du côté du Devon — par une ligne de transport courant continu haute tension (HVDC). Une ligne de pas moins de 3 800 mètres qui devait devenir la plus longue liaison électrique sous-marine du monde.

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Le projet de ligne sous-marine continuera-t-il sans le soutien du gouvernement ?

Xlinks avait sollicité le soutien du gouvernement. Lui demandant de lui accorder un contrat pour différence (CfD) sur une durée de 25 ans. Un contrat qui lui aurait garanti un tarif supérieur au prix moyen de l’électricité britannique. Mais, après une « évaluation approfondie » et compte tenu du « niveau élevé de risque inhérent » au projet, le ministère britannique de la Sécurité énergétique et de la Neutralité Carbone (DESNZ) vient d’annoncer qu’il n’accèderait pas à cette demande. « Le projet ne s’alignant pas clairement avec la stratégie de développer l’électricité locale au Royaume-Uni. »

Dans un communiqué, Xlinks se déclare « profondément déçu », mais aussi « extrêmement surpris » de cette décision. Selon les estimations de la société britannique, le projet promet en effet « de réduire les prix de gros de l’électricité de plus de 9 % dès la première année – alors même que ces prix sont parmi les plus élevés au Royaume-Uni —, d’engendrer une valeur socio-économique de 20 milliards de livres sterling — soit environ 23,6 milliards d’euros —, dont 5 milliards de livres sterling — quelque 5,9 milliards d’euros — injectés dans les industries vertes du Royaume-Uni, de couvrir 8 % des besoins en électricité du pays à un moment où la demande explose, de réduire les émissions de CO₂ du secteur électrique d’environ 10 % dès la première année, et d’accroître la sécurité énergétique grâce à une diversification accrue de l’approvisionnement et à une dépendance réduite aux importations de gaz. »

Toujours selon le communiqué de Xlinks, « plus de 100 millions de livres sterling — de l’ordre de 118 millions d’euros — ont déjà été investis par des acteurs majeurs du secteur de l’énergie dans le développement du projet ». Et le développeur britannique ne compte donc pas abandonner le projet. Il bénéficie d’ailleurs d’un accord de raccordement de 3,6 GW avec National Grid.

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Vous les avez peut-être aperçues lors de la dernière vague de chaleur, ces fenêtres recouvertes à la hâte d’un film argenté. Il s’agit souvent de couvertures de survies scotchées sur les vitrages recevant beaucoup de soleil et dépourvus de volets. Une technique « de secours » plutôt efficace pour limiter le réchauffement d’une pièce.

En l’absence de climatisation, certains locaux deviennent invivables durant une canicule. C’est particulièrement le cas des locaux dont les vitrages sont très exposés au rayonnement solaire et ne peuvent pas être occultés par des volets. Leurs occupants cherchent alors des astuces pour réduire la température. Sur les réseaux sociaux, certains vantent une solution particulièrement économique et simple à mettre en place : la couverture de survie. Vendu quelques euros, ce film peut être appliqué sur une fenêtre pour refléter les rayons du soleil. Mais comment cela fonctionne ?

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Éviter l’effet de serre

La couverture de survie possède deux faces distinctes, l’une dorée et l’autre argentée. Dans son usage médical habituel, la face argentée tournée vers soi retient la chaleur du corps, tandis que la dorée vers soi en limite l’absorption. Le même principe est exploité dans son usage détourné, lors d’une canicule. La face argentée est ainsi orientée vers l’extérieur (attention à bien la placer sur la face externe de la vitre), et la couverture agit comme un miroir thermique et optique : elle réfléchit la majeure partie des rayons solaires qui viennent frapper vos vitres.

Ce phénomène, appelé réflectance, empêche la lumière de pénétrer dans la pièce et réduit ainsi l’effet de serre à l’intérieur. Résultat : la hausse de la température intérieure est limitée par rapport à un vitrage laissé nu. La différence est nettement perceptible sur les grandes baies vitrées orientées plein sud sans aucun obstacle et sur les fenêtres de toit.

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Repenser nos fenêtres ?

En attendant une rénovation ou des aménagements plus pérennes, la couverture de survie reste une solution économique et facile à mettre en œuvre. Mais elle n’est pas très esthétique ni très durable. L’idéal reste l’installation de volets, de stores, pergolas, persiennes, ou tout autre aménagement permettant d’éviter que le soleil ne frappe directement le vitrage.

Un point qui ne retient pas toujours l’attention des architectes ni de leurs clients. De nombreux bâtiments, notamment des bureaux et bâtiments publics, sont dépourvus de moyens permettant d’occulter ou d’ombrager les fenêtres en été. Ils se transforment alors en véritable four solaire. Si le bâtiment est équipé d’un système de climatisation, la température est maintenue supportable au prix d’un forte hausse de la consommation électrique. S’il ne l’est pas, les locaux peuvent devenir inhabitables.

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L’Irlande mise de plus en plus sur les énergies renouvelables, en particulier l’éolien qui constitue désormais plus de 37 % de son mix électrique. C’est ce qui lui permet aujourd’hui d’arrêter son unique centrale à charbon et de se débarrasser définitivement de la source d’énergie la plus polluante.

Juin dernier, l’Irlande a annoncé la fin de la production d’électricité au charbon de la centrale électrique de Moneypoint dans le comté de Clare : la plus grande du pays et la seule qui tourne au charbon. Exploitée par l’Electricity Supply Board (ESB), l’entreprise énergétique publique irlandaise, celle-ci a alimenté le pays pendant 40 ans, avec une puissance totale de 915 MW répartie sur trois unités de 305 MW chacune.

Le combustible noir a longtemps assuré une bonne partie de l’approvisionnement électrique du pays. À son apogée, Moneypoint fournissait jusqu’à un tiers des besoins du pays. Mais avec les importations et l’arrivée des renouvelables, cette dépendance a fortement diminué.

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Du charbon au pétrole

Si la centrale abandonne définitivement le charbon, cela ne signifie pas pour autant qu’elle cesse toute activité polluante. Au cours des quatre prochaines années encore, elle fonctionnera occasionnellement au fioul lourd en tant que centrale de secours, sous la supervision d’EirGrid, le gestionnaire du réseau électrique irlandais. Cette conversion au pétrole a été validée en 2024 par An Bord Pleanála, l’autorité irlandaise chargée des projets d’aménagement.

Ces quatre années correspondent en quelque sorte au délai estimé par EirGrid pour mettre le réseau électrique à niveau face à l’intégration massive des énergies renouvelables. « Pendant cette période de transition, il est important que nous maintenions un approvisionnement sûr en électricité » a d’ailleurs déclaré Cathal Marley, directeur général du gestionnaire du réseau irlandais.

Ainsi, passé le 31 mars 2029, la centrale abandonnera définitivement toutes les énergies fossiles. D’autres projets « verts » sont déjà prévus sur le site, notamment dans le cadre du projet Green Atlantic annoncé par le gouvernement en 2021. L’objectif : faire de Moneypoint un grand hub dédié aux énergies renouvelables grâce à un investissement de plusieurs milliards d’euros. Par ailleurs, une première étape de ce plan a déjà été franchie avec l’installation d’un compensateur synchrone, une machine équipée du plus grand volet d’inertie au monde, destinée à stabiliser le réseau électrique.

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Le sixième pays à avoir éliminé le charbon en Europe

Avec cette annonce, l’Irlande devient ainsi le sixième pays européen à avoir éliminé complètement le charbon de son mix. Avant elle, la Belgique, l’Autriche, la Suède, le Royaume-Uni et le Portugal ont déjà franchi ce cap. C’est aussi le quinzième pays européen sans charbon, puisqu’à part les nations citées, neuf autres n’en ont jamais exploité.

D’ici 2030, dix autres États européens devraient aussi être déjà sortis de cette source, dont la France. Pour l’hexagone, la sortie définitive est prévue pour 2027. À savoir que sur le vieux continent, quatre pays n’ont pas encore entamé de démarche vers une sortie progressive du charbon : la Bosnie-Herzégovine, le Kosovo, la Pologne et la Turquie.

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Les fournisseurs alternatifs peinent à séduire face au tarif réglementé de l’électricité proposé par EDF. Dans son dernier observatoire des marchés de détail, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) constate que la dynamique concurrentielle sur le marché de l’électricité continue de s’éroder.

La cause de ce phénomène : la baisse historique de 15 % des tarifs réglementés de vente d’électricité (TRVE), appliquée le 1ᵉʳ février 2025. Cette réduction, préconisée par la CRE pour refléter la chute des prix de gros, a freiné le développement des offres de marché. Résultat : seuls 206 000 foyers ont basculé vers une offre alternative entre janvier et mars, contre 302 000 le trimestre précédent. Dans le même temps, la baisse du nombre de clients des TRVE a ralenti : -135 000 au T1 2025, contre -212 000 au T4 2024.

Le régulateur signale aussi que cette chute des TRVE peut avoir affecté l’attractivité des offres concurrentes : seules 16 d’entre elles étaient moins chères que l’option heures pleines/heures creuses début février, contre 59 avant la baisse. Ce chiffre est néanmoins remonté rapidement à 41 fin mars.

Aujourd’hui, 57 % des ménages — soit environ 20 millions de foyers — restent fidèles aux tarifs réglementés. Les offres de marché, parfois encore plus chères, ne séduisent qu’une minorité. Pourtant, certaines promettent des remises de 5 à 8 %, mais rarement davantage, alors qu’elles pouvaient atteindre jusqu’à -30 % fin 2024, en anticipant mieux la détente des prix sur les marchés.

Vers la fin des tarifs réglementés de l’électricité ?

Autre signal : la répartition entre fournisseurs historiques et alternatifs reste stable, note la CRE. Autrement dit, les nouveaux entrants peinent à grignoter des parts de marché. Et la fin de l’Accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH) fin 2025 modifiera l’accès au nucléaire pour les concurrents d’EDF.

La CRE envisage une nouvelle légère baisse des TRVE dès le 1ᵉʳ août, si les conditions de marché le permettent. Dans ce contexte, la Commission reste attentive. Le régime dérogatoire encadrant les TRVE arrive à échéance fin 2025 et la Commission européenne devra alors statuer sur leur maintien ou leur suppression.

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Il y a quelques mois, l’Espagne et le Portugal. Puis la Macédoine. Et désormais la République tchèque. En Europe, les black-out se multiplient. Faut-il s’en inquiéter ?

Un black-out, dans le jargon des énergéticiens, ça correspond à l’effondrement d’un réseau électrique. Une panne généralisée qui peut durer plusieurs heures. Il s’en est produit un le 28 avril 2025. L’Espagne et le Portugal ont été touchés. La quasi-totalité de la péninsule ibérique a été plongée dans le noir. Et l’événement a fait la une des journaux. Mais d’autres black-out moins médiatisés se sont produits en Europe ces derniers mois. En Macédoine, à la fin du mois de mai dernier, par exemple.

La République tchèque privée d’électricité

Le dernier black-out en date, c’est celui qui a privé le nord-ouest de la République tchèque et une bonne partie de Prague d’électricité de 12 à 15 h ce vendredi 4 juillet 2025. Pas grand monde n’en a parlé. Pourtant, il mérite qu’on s’y intéresse. En République tchèque, l’éolien et le solaire, régulièrement accusés de mettre en péril l’équilibre des réseaux, ne représentent pas plus de respectivement 1 et 3 % du mix électrique. Pour s’approvisionner, le pays compte surtout sur le charbon et le nucléaire. Alors que s’est-il passé ?

Selon les premières analyses, le black-out en République tchèque a commencé par la chute d’un conducteur sur une ligne à très haute tension puis par la mise hors tension de cette ligne. Le tout entraînant une cascade de déconnexions des unités de production. Et les surcharges réseaux qui vont avec. Pour finir par une perte d’alimentation sur une région tout entière. Une panne, donc, sur une seule ligne a suffi à interrompre le transport de l’électricité à grande échelle.

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La règle de sûreté du N-1 pas respectée ?

Selon la règle du N-1, cela ne devrait pas être possible. Cette règle, c’est une règle de sûreté. Elle énonce que la perte d’un seul ouvrage sur le réseau — qu’il s’agisse d’une ligne ou d’un poste électrique — ne doit en aucun cas empêcher l’électricité de continuer à circuler. Un plan B doit être mis en œuvre. Un itinéraire bis doit exister qui permet à l’électricité d’être malgré tout distribuée partout.

Est-ce à dire que le réseau tchèque ne respecte pas cette règle du N-1 ? Sur le papier, si. Mais le black-out survenu en ce début juillet prouve qu’entre la théorie et la réalité opérationnelle, il y a un gap. La conclusion, c’est qu’il se peut que la redondance sur le réseau tchèque soit suffisante sur le papier, mais insuffisante dans le monde réel. Il est également probable que le réseau électrique du pays ait déjà fonctionné, au moment de la panne, dans des conditions dégradées. Plusieurs facteurs ont pu finir par avoir raison de la règle du N-1.

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Manque d’investissement dans la modernisation des réseaux électriques

Des infrastructures vieillissantes — une modernisation de la ligne incriminée est prévue par le gestionnaire du réseau tchèque depuis 2016, avec des travaux qui devraient finalement débuter en… 2026 — aux architectures dépassées. Des hypothèses et des schémas de charge du réseau un peu datés. Des logiciels opérationnels qui mériteraient quelques mises à jour. Et des ressources énergétiques distribuées (RED) de plus en plus nombreuses avec une production solaire bien plus importante — de l’ordre de 25 % — que la moyenne le jour J. De quoi permettre qu’une toute petite défaillance — sur une ligne haute tension clé, tout de même — fasse basculer le système.

Ces black-out à répétition devraient sans doute attirer notre attention sur la manière dont nos réseaux électriques ont été conçus. Pour être efficace plus que pour être résilients. Un principe de base qui, à l’heure du réchauffement climatique et de la transition énergétique, semble dépassé. Car les pannes risquent bien de se multiplier. Et la question à laquelle doivent répondre les responsables des réseaux et les politiques, c’est : nos réseaux pourront-ils y survivre ? Pour l’heure, en tout cas, au moins certains d’entre eux montrent assez clairement les signes d’un manque d’adaptabilité aux contraintes modernes…

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Alors que l’Union européenne a relevé ses ambitions climatiques via la directive RED III, la France prend toujours plus de retard. Si elle atteint enfin, en 2024, son objectif de 23 % d’énergies renouvelables fixé pour 2020, la dynamique ralentit et l’écart se creuse avec les nouveaux objectifs pour 2030.

D’après les données provisoires publiées fin juin par les ministères de la Transition écologique et de l’Aménagement du territoire, les énergies renouvelables représentaient 23 % de la consommation finale brute d’énergie en 2024. Une progression de seulement 0,6 point par rapport à 2023, bien en deçà de la hausse de 1,8 point observée l’année précédente.

Ce ralentissement s’explique par deux facteurs : une croissance moins dynamique de certaines filières, notamment le photovoltaïque (+8,3 % en 2024 contre +11,2 % en 2023), et une légère reprise de la consommation finale brute d’énergie (+0,7 %), qui avait pourtant tendance à baisser ces dernières années.

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L’objectif 2030 est de moins en moins atteignable

Si la France peut se féliciter d’avoir, avec quatre ans de retard, atteint les 23 % exigés par la directive européenne RED I pour 2020, elle reste loin des nouveaux objectifs fixés pour 2030. En effet, la directive révisée RED III (Renewable Energy Directive III), adoptée à l’échelle européenne en 2023, impose désormais un objectif contraignant de 42,5 % d’énergies renouvelables dans la consommation finale à horizon 2030, avec une ambition portée à 45 % via un mécanisme incitatif. La France, quant à elle, n’a toujours pas transposé cette exigence dans son droit national. Sa loi énergie-climat fixe encore un objectif à 33 %, un niveau désormais obsolète au regard du nouveau cadre européen.

L’écart entre les ambitions européennes et les engagements français devient donc un sujet préoccupant. Non seulement la trajectoire actuelle ne permet pas d’atteindre les objectifs de RED III, mais la dynamique elle-même semble s’essouffler. Le risque : voir la France s’exposer à des procédures d’infraction de la part de la Commission européenne.

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Y aura-t-il vraiment des éoliennes, au large de l’île d’Oléron ? C’est à se demander, tant les entreprises font défaut pour répondre à l’appel d’offre AO7. Une situation qui témoigne de l’instabilité actuelle autour de l’éolien.

Le projet de parc éolien au large de l’île d’Oléron semble être dans une mauvaise posture. Issu de l’appel d’offre AO7, il semble que 8 de ses 9 candidats présélectionnés en 2023 se soient désistés, selon les informations de La Tribune. Le fait qu’il ne reste qu’un seul candidat met à mal le principe de mise en concurrence. De plus, si le candidat restant ne parvient pas à remplir tous les critères, le projet n’aboutira tout simplement pas. Le préfet de Charente-Maritime a reconnu que le prix plafond de l’électricité de l’appel d’offre (100 € par mégawattheure) n’était pas assez attractif. Néanmoins, il a tenu un discours rassurant en expliquant que si l’appel d’offre venait à échouer, une procédure accélérée pourrait prendre le relais.

Pour rappel, ce projet éolien offshore est le plus éloigné des côtes françaises avec une distance minimale de 39 km. D’une puissance totale avoisinant 1000 MW, il devrait comporter entre 40 et 72 éoliennes sur une surface totale retenue de 180 km². Après un lancement en 2022 et une présélection de candidats, le cahier des charges final avait été publié en décembre 2024 pour une remise des offres prévue début avril 2025. Désormais, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) serait en train d’analyser la ou les offres qu’elle a reçues. Le verdict est attendu pour le courant de l’année 2025.

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Difficultés techniques et climat politique instable

La situation de l’appel d’offre AO7 n’est pas tout à fait nouvelle. Certes, le climat d’incertitude politique actuel autour du développement des énergies renouvelables joue sans doute un rôle, mais le problème est plus ancien que cela. Déjà, en 2024, l’appel d’offre Bretagne-sud avait vu 4 de ses 10 candidats présélectionnés se désister, y compris le lauréat de l’appel d’offre.

Si, pour le parc d’Oléron, la situation est pire, c’est en partie à cause des difficultés techniques de ce projet, et en particulier sa profondeur. Ainsi, celle-ci a été estimée à environ 60 mètres. On est donc loin des 12 à 25 mètres de profondeur du parc de Saint-Nazaire, ou des 30 mètres de moyenne du parc de Saint-Brieuc. Il y aurait également eu des incertitudes sur la zone d’implantation possible des éoliennes, pendant les phases de dialogue, rendant possible une absence d’accord ultérieur avec RTE. De manière plus générale, la complexité du montage contractuel et financier des appels d’offres sur l’éolien offshore est souvent pointée du doigt. L’ensemble de ces éléments participe à la difficulté, pour les entreprises concernées, d’atteindre des garanties financières suffisantes à la poursuite du projet.

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La Pologne a longtemps été l’un des pays européens les plus dépendants du charbon. Progressivement, elle tente de s’en désintoxiquer. Un palier symbolique vient d’être atteint.

La Pologne reste l’un des pays d’Europe dont la production d’électricité est la plus fortement émettrice de dioxyde de carbone (CO₂). Une moyenne d’environ 700 g d’équivalent CO₂ par kilowattheure (gCO₂éq/kWh) produit en 2024. Contre à peine plus de 30 gCO₂éq/kWh pour la France. En cause, le lien étroit que le pays entretient avec le charbon. En 2024, quelque 54 % de son électricité était encore produite par ce combustible fossile ultrapolluant. Et seulement 30 % par des sources bas-carbone.

Pourtant, en Pologne aussi, la transition énergétique est en marche. Il y a deux ans à peine, c’était même encore 70 % de l’électricité du pays qui était produite à partir de charbon. Mais selon le think tank local Forum Energii, pour la toute première fois, la part de ce combustible fossile dans le mix polonais est descendue sous la barre des 50 %. C’était sur le deuxième trimestre 2025. Greenpeace Pologne annonce même qu’en juin dernier, les énergies renouvelables ont produit 44,1 % de l’électricité locale. Contre « seulement » 43,7 % pour le charbon.

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L’éolien pour suppléer le photovoltaïque dans un pays qui manque de soleil

Ces chiffres encourageants semblent être le résultat d’une combinaison de facteurs. D’abord, d’une consommation totale d’énergie en Pologne qui a su rester relativement stable depuis les années 1990. Ensuite, d’une efficacité qui est montée en flèche. Dans les années 1990, les rendements des centrales à charbon polonaises ne dépassaient guère les 35 %. Idem pour les chaudières du résidentiel. Le tout a été modernisé. Grâce notamment à l’installation de pompes à chaleur et de systèmes de chauffage urbain avec centrales de cogénération et à l’amélioration des normes d’isolation des bâtiments.

Côté strictement production d’électricité, les renouvelables sont parfois à la peine pour cause de météo peu favorable. La capacité solaire installée — environ 21 gigawatts (GW) — est en effet encore nettement supérieure à la capacité éolienne. Or, en Pologne, les conditions pour une production photovoltaïque importante ne sont pas toujours réunies. Particulièrement à l’automne et en hiver. Ainsi, en 2024, ce sont essentiellement les parcs éoliens qui ont participé à la production d’électricité du pays. À hauteur d’un peu moins de 15 % contre environ 11 % pour le solaire.

Le pays vient d’ailleurs de se lancer dans l’aventure de l’éolien en mer. Avec un projet de parc à 23 km de la côte nord, d’une capacité finale de 1 140 mégawatts (MW). La première centrale nucléaire de Pologne qui, elle, devait être démarrée en 2033 a, de son côté, pris du retard. Elle est désormais annoncée plutôt pour 2040. Mais déjà, un second projet, de minicentrale canadienne — un petit réacteur modulaire (SMR) de 300 MWe — cette fois, est sur les tablettes.

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Après un feuilleton de plus de 10 ans, le parc éolien de Saint-Brieuc est en service, et fonctionne à plein régime depuis une année. Malgré une production légèrement inférieure aux prévisions, la disponibilité des éoliennes a été remarquable.

Ce n’est pas tout à fait l’objectif visé, mais c’est tout de même pas mal. Voilà, en résumé, comment on pourrait qualifier la première année de service du parc éolien offshore Ailes Marines de Saint-Brieuc. Porté par la société Iberdrola, le parc composé de 62 éoliennes est parvenu à produire 1500 GWh d’électricité sur un an, tandis que l’objectif initial avait été fixé à 1800 GWh. Malgré un chiffre en dessous des attentes, Stéphane-Alain Riou, directeur offshore d’Iberdrola France, s’est montré satisfait de ce premier bilan, et en particulier des 97 % de disponibilité des machines. Un chiffre au-dessus des objectifs.

Pour rappel, le parc a été mis en service en mai 2024, puis inauguré en septembre 2024, soit près de 12 ans après la décision d’attribution du projet à Iberdrola. Le projet aura essuyé de nombreuses critiques, notamment de la part des riverains, pêcheurs et écologistes.

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Cohabiter avec les pêcheurs locaux

Désormais, l’heure est à la cohabitation. Les pêcheurs, qui peuvent de nouveau parcourir la zone depuis juillet 2024, se montrent encore prudents. Ils ont constaté que la dissolution des anodes nécessaires à la protection des éoliennes avait un impact sur la qualité des coquilles Saint-Jacques. D’autre part, ils ont observé une hausse de la quantité de sédiments coincés dans les filets, sans pouvoir déterminer si cela provenait du climat ou des éoliennes.

Pour assurer la maintenance du parc, le navire Goëlo Enabler et ses 90 mètres de long sillonne régulièrement la zone. Or, compte tenu de sa taille, le navire ne peut pas toujours détecter les bouées des filets de pêcheurs. Pour remédier à ce problème, Iberdrola a distribué gratuitement près de 1000 bouées connectées à 34 navires de pêche. Ces bouées, conçues et fabriquées localement, sont détectables à une distance de 3 milles nautiques (5,5 km), ce qui devrait permettre de limiter les accidents.

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Il n’y a pas de révolution énergétique sans technologie nouvelle. Et nous aimons bien suivre leurs développements au fur et à mesure de leur progrès. Nous avons rencontré Hervé Lautrette, CEO d’AGES (Advanced Geothermal Energy Storage) et nous sommes revenus sur son concept de stockage d’énergie thermique souterrain qui permet de palier l’intermittence des EnR&R (Energies Renouvelables et de Récupération) pour mieux restituer à la demande de l’énergie décarbonée.

AGES est une société nouvelle, fondée en juin 2025. Mais son concept n’est pas neuf, puisqu’il se base sur l’expérience réussie du projet pilote livré en 2022 pour un lotissement à Cadaujac, dans le département de la Gironde. Nous l’avions alors couvert dans nos colonnes. Le système permet de stocker en profondeur la chaleur produite pendant l’été par des capteurs solaires thermiques et de la conserver pendant plusieurs mois dans le sous-sol pour ensuite la restituer à la demande afin de chauffer un ensemble de 67 logements pendant l’hiver. Il s’agit ainsi d’un véritable système de stockage thermique intersaisonnier.

Et c’est une première en France ! La technologie employée est qualifiée de HT BTES (en anglais High Temperature Borehole Thermal Energy Storage, soit Stockage d’énergie thermique à haute température par forage). La solution consiste à creuser des forages de 30 à plus de 1000 mètres de profondeur, selon la quantité d’EnR&R (Énergies Renouvelables et de Récupération) à valoriser. L’ensemble forme un maillage très strict de forages, lesquels sont équipés d’échangeurs souterrains en boucles fermées, dans lequel circule un fluide caloporteur à haute température (25 °C < T°C < 90 °C). La chaleur est alors transférée au sous-sol par simple conductivité thermique entre le fluide caloporteur et le volume de terrain utilisé. « C’est une véritable batterie thermique souterraine que nous réalisons », nous dit Hervé Lautrette.

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Des projets dérisqués aux méthodes de forages non-intrusives

Cette technologie présente des avantages importants : « Tout d’abord, contrairement aux technologies de forage plus classiques employées dans l’oil & gas ou la géothermie profonde sur boucle ouverte traditionnelle, l’utilisation d’une boucle fermée nous permet de dérisquer l’exploitation du sous-sol. Premièrement nous ne sommes plus tenus d’explorer le sous-sol pour valider la présence d’une ressource en eau souterraine. Deuxièmement nous ne sommes plus tributaires des conditions d’exploitation des gisements géothermiques explorés. En effet, avec un stockage d’énergie souterrain en boucles fermées, c’est la roche qui stocke la chaleur par simple conductivité thermique et non les eaux géothermales qui sont exploitées par pompage et réinjection. Par conséquent, nous n’avons plus besoin de stimuler le sous-sol pour sécuriser la mise en relation du réservoir souterrain avec les forages ».

Pour déployer une solution de géothermie quelle qu’elle soit, il est indispensable d’avoir recours à des moyens de forage. Toute cette expertise technique est portée jusqu’à aujourd’hui par le savoir-faire du secteur de l’oil & gas qui explore depuis plus de 150 ans le sous-sol. Mais apparaît une difficulté majeure : « Le baril de pétrole se vend beaucoup plus cher jusqu’à aujourd’hui que le baril d’eau chaude. Pour parvenir à rallier l’industrie du pétrole à la cause de la géothermie, il nous faut proposer un nouveau modèle économique où le prix du MWh de Géothermie deviendra plus compétitif que le MWh d’énergie fossile. Et pour y parvenir, le seul moyen qui nous soit donné est de faire baisser le coût du forage si nous voulons rendre la géothermie économiquement plus compétitive et attractive ! ».

Et, pour atteindre cet objectif, il faut une connaissance parfaite des méthodes de forage existantes et des techniques innovantes. « Chez AGES, nous n’avons pas moins de 6 experts spécialisés dans le forage profond provenant du secteur de l’Oil & Gas. » La clé de la géothermie est-elle à trouver dans les technologies issues des énergies fossiles ?

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Le stockage souterrain en pointe dans la valorisation de la chaleur fatale

AGES vise aujourd’hui plus particulièrement le marché des énergies de récupération avec la valorisation de la chaleur fatale produite par les process industriels, car son concept peut être mis à l’échelle des énormes volumes de chaleur produits dans certaines installations. Hervé Lautrette nous indique avoir été en contact avec de nombreux industriels très intéressés par la technologie d’AGES. En effet, les industriels sont aujourd’hui à la recherche de solutions vertueuses et décarbonées pour pérenniser leur modèle économique non seulement vis-à-vis d’ambitions écologiques affichées, mais également pour stabiliser le coût de leur énergie et assurer la pérennité de leur modèle industriel. Toutes choses que permet le stockage souterrain de chaleur.

Hervé Lautrette ajoute : « Nous pouvons nous adresser également au secteur du bâtiment. Notre solution est particulièrement adaptée à la rénovation, car notre stockage souterrain fonctionne à haute température. Il est donc compatible avec des systèmes de chauffages à haute température qui équipent encore une grande partie du parc immobilier existant. ».

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Évoluer sans opposer

Pour preuve de sa démarche, AGES a choisi des locaux forts symboliques. La société s’est en effet implantée dans le Parc Newton à Bègles (Gironde) ; or, il s’agit d’un ancien site pétrolier appartenant à ExxonMobil et dédié à la recherche et l’exploration pétrolière – et qui est équipé entre autres du premier dispositif de stockage d’énergie thermique souterrain sur aquifère de France avec la réalisation dans les années 80 d’un doublet géothermique réversible.

« Le choix de ce site est important pour nous. Nous ne voulons pas opposer pétrole et géothermie, nous voulons les faire coexister. La maîtrise de l’énergie grâce à l’exploitation des énergies fossiles a permis de construire une société occidentale suffisamment riche et développée pour industrialiser son économie et instaurer un grand nombre d’acquis sociaux jusqu’à aujourd’hui. Il s’agit maintenant de passer à l’étape suivante. Le savoir-faire de l’industrie pétrolière sera fondamental pour le succès de la géothermie. Et nous allons démontrer à l’industrie pétrolière qu’elle pourra trouver des activités profitables aussi dans la géothermie. »

Hervé Lautrette ajoute : « Donald Trump a dit ‘Drill, baby, drill’ [fore, bébé, fore] ; creuser, d’accord, mais pourquoi pas pour la géothermie ? Les nord-américains l’ont bien compris. Il n’y a jamais eu autant de startups américaines spécialisées dans la Géothermie ».

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Dans la catégorie « faire baisser sa facture », le thème de l’eau revient fréquemment avec la douche dans le viseur. Heureusement, il existe des solutions. Voici trois pommeaux de douche high-tech qui devraient vous aider à consommer moins d’eau.

Si le sujet revient moins dans l’actualité que l’énergie, la gestion de l’eau constitue l’un des enjeux majeurs de notre siècle. Pour cette raison, tout comme pour la question de l’énergie et du chauffage, il convient d’optimiser son utilisation pour préserver au maximum cette ressource… et faire baisser sa facture !

Parmi les points d’amélioration de la consommation d’eau à la maison, la gestion des bains et des douches est un élément incontournable. Évidemment, le bain, avec ses 150 à 200 litres d’eau, est à éviter au maximum. Mais l’enjeu de la douche est également important. Sans dispositif de réduction de débit, une douche de 5 minutes représente environ 60 litres d’eau, du fait d’un débit moyen proche des 12 litres par minute.

Dans ce contexte, l’utilisation de système de réduction d’eau, mais également de visualisation de la quantité d’eau consommée peut être d’une grande aide pour réduire sa consommation, et éduquer les jeunes générations sur la quantité d’eau utilisée au quotidien. Nous avons sélectionné les 3 pommeaux de douche connectés les plus adaptés à cet effet.

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Hydrao Aloé : meilleur pommeau de douche connecté du marché

Commençons tout de suite par la Rolls des pommeaux de douche connectés. Oui, ça existe ! Le pommeau Aloé de la marque Hydrao se distingue d’abord par son installation très rapide, mais également par sa facilité d’utilisation. Il est composé de nombreuses LED qui le colorent en fonction de la quantité d’eau consommée pendant la douche. De 0 à 10 litres, le pommeau est vert. Il passe ensuite au bleu entre 10 et 20 litres avant de passer au violet jusqu’à 30 litres et finit en rouge au-delà.

Cet indicateur, très pratique pour toute la famille, est associé à un système de limiteur de débit. Il est ainsi possible de réduire son débit à 9 L/min, voiree même 6,6 L/min ! En comparaison à un débit classique de 12 ou 15 L/min, la différence est très importante. Enfin, le pommeau de douche est doté d’un petit module Bluetooth qui permet de le connecter au smartphone, et ainsi de suivre sa consommation en temps réel. Enfin, le pommeau peut fonctionner avec une pression de 4,5 L/min.

Edouard Rousseau Ekogest Tempo : pratique et bon marché

Beaucoup moins cher que l’Aloé de chez Hydrao, le pommeau de douche économique du fabricant Edouard Rousseau propose un fonctionnement similaire avec 3 jets différents (pluie, massage ou pluie + massage), et un code couleur permettant de savoir quelle quantité d’eau on a consommé jusque-là.

Si celui-ci n’est pas réellement connecté, son écran central permet de suivre facilement la température de l’eau, le nombre de litres d’eau consommés et le temps passé sous la douche. Pratique ! On apprécie également les picots anti-calcaires qui allongeront la durée de vie du pommeau. Sur les aspects négatifs, la consommation reste relativement élevée par rapport au Hydrao Aloé, avec 9 L/min.

Ilo de chez Ilya : le capteur de douche Made in France

Pour finir ce top 3, ce n’est pas tout à fait un pommeau de douche que nous avons choisi de mettre à l’honneur, mais plutôt un capteur conçu et fabriqué en France. Cocorico ! La petite startup occitane Ilya, qui a de la suite dans les idées, a mis au point un compteur ultra-lisible et facile à installer pour suivre en direct sa consommation d’eau pendant la douche. On apprécie sa simplicité, et son design particulièrement discret. Il est ainsi facile à lire et à utiliser pour les grands, mais aussi pour les petits.

Néanmoins, celui-ci n’est pas parfait. D’abord, le compteur s’éteignant automatiquement au bout de 1 min 30 à chaque fois que l’eau est coupée. Ainsi, il faut, au choix, se savonner très rapidement, ou sortir la calculatrice pour connaître sa consommation d’eau totale. Surtout, le capteur nécessite un débit minimal de 8 L/min pour pouvoir fonctionner. Il ne sera donc pas possible de l’associer avec n’importe quel pommeau de douche économique tel que le Hydra Aloé. Le produit est (très) cher avec un tarif de 99 €, mais c’est le prix à payer pour encourager une jeune pousse française qui mise beaucoup sur le Made in France. Toujours dans la même démarche, l’entreprise commercialise d’ailleurs une douche cyclique, qui peut recycler l’eau pour en limiter la consommation.

Tout savoir sur la consommation d’eau dédiée à la douche

Un bain est-il vraiment plus gourmand qu’une douche ?

En moyenne, un bain utilise entre 150 et 200 litres d’eau. Une douche de 5 minutes avec un pommeau classique consomme autour de 60 litres. Réduire le débit et la durée de la douche rend cet écart encore plus significatif.

Quels autres équipements peuvent aider à réduire la consommation d’eau ?

Outre les pommeaux de douche économes, il existe des mousseurs pour robinets, des chasses d’eau double débit et des récupérateurs d’eau de pluie pour arroser le jardin ou laver la voiture.

Est-il possible de recycler ses eaux grises ?

Des systèmes existent pour recycler les eaux grises (issues des lavabos ou de la douche) et les utiliser pour les toilettes ou l’arrosage. Ce type d’installation demande cependant un budget et une étude préalable.

Quelle est la consommation moyenne d’eau d’un foyer en France ?

Environ 150 litres par personne et par jour en France. La salle de bain en représente plus de 40 %. Agir sur les habitudes et sur les équipements peut faire baisser cette moyenne de façon significative.

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Lors d’une canicule, plusieurs centrales nucléaires françaises peuvent être obligées à baisser leur production, voire même, parfois, à s’arrêter. Une contrainte liée non pas à la sûreté des installations, mais à la température des cours d’eau utilisés pour les refroidir. Le réchauffement climatique, en réduisant les débits et en chauffant les rivières, les contraint à moduler leur production.

Fin juin 2025, EDF a arrêté le réacteur n°1 de la centrale nucléaire de Golfech (Tarn-et-Garonne), en raison de la température de la Garonne qui atteignait 28 °C. Selon l’arrêté préfectoral de 2006, c’est la limite maximale autorisée en température à l’aval de la centrale en période estivale. EDF a ainsi annoncé un redémarrage prévu pour le 7 juillet, en fonction de l’évolution météo (une nouvelle canicule étant annoncée).

Ce type d’adaptation n’est pas nouveau. Déjà en 2022, un été caniculaire avait conduit EDF à solliciter des dérogations auprès de l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN) pour maintenir la production à Golfech, au Bugey, à Tricastin et à Saint-Alban. L’ASN avait alors temporairement relevé les seuils autorisés pour 24 jours cumulés avec une surveillance environnementale renforcée. En 2019, un des deux réacteurs de Golfech avait également été arrêté pour les mêmes raisons comme à Saint-Alban ou au Bugey lors d’étés secs.

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Mais alors pourquoi s’arrêtent-elles ?

Les réacteurs nucléaires prélèvent de l’eau dans un fleuve pour refroidir leur circuit secondaire. Dans les centrales à circuit ouvert (comme Golfech), cette eau est restituée quasi immédiatement après avoir gagné quelques degrés. L’eau étant puisée dans le fleuve, elle est moins abondante que les centrales en bord de mer et va chauffer un peu plus. Dans les circuits fermés (comme dans la centrale nucléaire du Tricastin), une partie de la chaleur est dissipée par des tours aéroréfrigérantes et la problématique de l’eau est bien moins grande. Entre 2015 et 2020, la grande majorité des pertes en énergie (71 %) était due à des « débits trop faibles de la source froide » selon RTE, pour refroidir donc. Dans ce cas, la sûreté du réacteur est en jeu, puisqu’il ne peut pas être suffisamment refroidi. Mais l’arrêt actuel de Golfech n’est pas de cet ordre : c’est la température de l’eau, déjà haute, qui dépasserait la température limite autorisée après avoir refroidi le réacteur, lors de sa restitution au fleuve.

Pour protéger les écosystèmes aquatiques, les températures maximales admissibles en aval des centrales sont strictement réglementées par l’ex-autorité de sûreté (ASN). Les deux niveaux de limite sont les suivants :

– 1ᵉʳ niveau (« normal ») : des seuils à ne pas dépasser en période ordinaire.

– 2ᵉ niveau (« exceptionnel ») : activé en cas de tension sur le réseau électrique (à la demande de RTE), avec des limites provisoirement relevées pour quelques semaines.

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Choisir entre protection de l’environnement et production d’électricité

« Ces normes sont là pour protéger la biodiversité, pas pour garantir la sûreté », rappelle l’ASN. Dans les cas extrêmes, elle peut accorder une dérogation, mais cela suppose un arbitrage : faut-il limiter la production et respecter la biodiversité du fleuve ou l’inverse ponctuellement ? En 2022, le gouvernement avait justifié les assouplissements par le besoin de préserver les réserves de gaz et d’assurer la sécurité énergétique à l’approche de l’hiver.

Ces dernières années, EDF a renforcé ses équipements (climatisation, tours de refroidissement…). Près de 1,6 milliard d’euros ont été investis ou engagés jusqu’en 2038 dans le cadre de son programme Adapt, conçu pour faire face au dérèglement climatique. Mais selon la Cour des comptes, l’indisponibilité liée à la chaleur pourrait être multipliée par trois ou quatre d’ici 2050, si rien n’est fait. L’ASNR préconise d’augmenter le « renforcement de la prise en compte des effets du changement climatique » lors de la cinquième visite décennale.

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L’industrie est responsable de pas moins de 20 % de nos émissions de dioxyde de carbone (CO₂). Alors toutes les solutions visant à décarboner ce secteur de notre économie seront bonnes à prendre. Parmi elles, celle d’une chaudière, pourtant au gaz, développée en France.

Produire de la vapeur et de l’eau chaude pour les besoins de l’industrie est énergivore. Pire, cela suppose aujourd’hui toujours de brûler des quantités de combustibles fossiles. Avec les émissions de gaz à effet de serre qui y sont associées. Les seules chaudières à gaz industrielles — dans le secteur de la chimie, de l’agroalimentaire ou du papier, par exemple — émettent ainsi chaque année 12 millions de tonnes de dioxyde de carbone (Mt de CO₂) — à comparer aux quelque 640 Mt encore émises dans notre pays en 2023.

Alors que le processus reste difficile à électrifier, certains cherchent des solutions dans une alimentation des chaudières au biogaz. Ou encore dans la capture du CO₂ en sortie d’usine. Ceux qui se sont engagés dans le projet Ch0C — parmi lesquels GRDF, Natran, Engie, Total Énergies, Groupe Bonduelle, Coca-Cola ou encore Babcock Wanson — ont fait le choix d’attaquer le problème sous plusieurs angles. D’associer plusieurs technologies pour concevoir une chaudière industrielle qui émettrait 90 % de CO₂ en moins qu’une chaudière conventionnelle, à condition de le séquestrer en sortie.

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Plusieurs innovations pour des performances optimales

Le secret, c’est l’oxycombustion. Comprenez que sur la Ch0C — l’acronyme signifie « chaudière zéro carbone » —, l’air indispensable à la combustion est remplacé par de l’oxygène quasiment pur. De quoi s’épargner la combustion de l’azote présent en masse dans l’air que nous respirons. Une façon de faire grimper le rendement thermique de l’installation. La promesse, aussi qui ne gâche rien, qu’il n’y aura que très peu de dioxydes d’azote — seulement celui qui était déjà présent dans le gaz fossile — dans les fumées. Ces fameux NOx qui empoisonnent nos vies, provoquant au mieux des inflammations respiratoires, au pire, des décès prématurés.

L’avantage aussi de réduire à presque rien la quantité d’azote dans les fumées, c’est d’y concentrer, au contraire, le CO₂. C’est intéressant parce que ça simplifie ensuite les opérations de capture en vue de séquestration ou de valorisation. Une technologie d’épuration et de liquéfaction du CO₂ permet à la Ch0C de répondre aux standards de qualité très stricts du secteur.

Pour optimiser encore les performances, les partenaires du projet comptent sur un brûleur spécialement développé pour améliorer la combustion. Mais aussi sur le fait de rediriger une partie des fumées vers le foyer pour éviter que la température de la flamme d’oxycombustion grimpe trop haut.

Le consortium derrière le développement de la chaudière Ch0C, soutenu par l’Ademe et France 2030, estime qu’à terme, cette innovation pourrait constituer une alternative pour environ 2 000 chaudières industrielles. Et éviter ainsi l’émission de pas moins de 8 Mt de CO₂ chaque année rien que dans notre pays. Le tout en restant plus compétitif que des solutions électriques ou biomasse.

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Le pays de tous les records continue d’asseoir sa domination en matière de déploiement d’énergies renouvelables. La Chine vient de franchir un nouveau seuil historique, avec 1 térawatt d’installations solaires installées. 

Où la Chine s’arrêtera-t-elle ? L’Empire du Milieu poursuit sa folle course photovoltaïque, et vient de franchir le cap historique du térawatt (TW, soit 1 000 gigawatts) de puissance installée en seulement 15 ans. Pour parvenir à une telle puissance totale, le pays a pu compter sur un mois de mai record, durant lequel il a mis en service près de 92 GW d’installations solaires. Depuis son premier GW de panneaux solaires, installés en 2010, la Chine n’a fait qu’accélérer le déploiement de cette technologie renouvelable.

De ce fait, le pays a atteint les 10 GW installés dès 2013, puis a dépassé les 100 GW à peine quatre ans plus tard. Il lui aura donc fallu seulement 8 ans pour passer de 100 GW à 1000 GW installés.

Preuve de cette accélération constante, sur les six premiers mois de l’année 2025, le pays a installé 388 % de panneaux en plus que sur l’année précédente. Les observateurs soulignent néanmoins que cette accélération pourrait ralentir au cours du deuxième semestre 2025, notamment du fait de politiques publiques moins favorables.

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Deux fois plus que l’Union européenne et les États-Unis réunis

Avec de tels chiffres, la Chine surclasse le reste du monde, et de loin. Le pays possède ainsi plus de deux fois plus de centrales photovoltaïques que l’Union européenne et les États-Unis

De l’autre côté de l’Atlantique, le pays ne possède qu’un tout petit 150 GW de puissance installée. Le vieux continent, lui, pouvait se targuer de 306,4 GW d’installations solaires à la fin de l’année 2024. De son côté, la France ne contribue qu’à hauteur de 26,8 GW installés au 31 mars 2025, malgré une forte hausse sur la dernière année. Selon la prochaine Programmation Pluriannuelle de l’énergie, le pays pourrait atteindre les 50 GW d’ici 2030, contre 54 GW à 60 GW initialement visés dans le projet de Stratégie française énergie climat, présenté en 2024.

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ℹ️ Communication commerciale pour Zendure

Avec la hausse des prix de l’énergie et la volonté croissante de réduire l’empreinte environnementale des foyers, les solutions de gestion et de stockage d’électricité solaire se multiplient. Parmi celles-ci, les produits développés par Zendure visent à optimiser l’autoconsommation solaire et à mieux répartir l’usage de l’énergie domestique. Deux dispositifs récents, le Zenki HEMS et la SolarFlow 2400 AC, s’inscrivent dans cette logique.

Une gestion assistée par IA : Zenki HEMS

Le Zenki HEMS est un système de gestion de l’énergie domestique. Son objectif est de réguler, en temps réel, la répartition de l’électricité dans une habitation, en prenant en compte plusieurs paramètres : la consommation actuelle du foyer, la capacité de stockage disponible dans les batteries, les prévisions météorologiques et les tarifs variables de l’électricité.

Ce système s’appuie sur une couche logicielle nommée Zen+ OS. Il analyse les données collectées pour proposer une gestion ajustée, dans le but de limiter les pics de consommation issus du réseau public et de maximiser l’usage de l’énergie produite localement, notamment via des panneaux solaires.

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L’interface permet aux utilisateurs de suivre les flux d’énergie et de planifier certaines actions : par exemple, retarder le déclenchement d’un appareil électroménager à un moment plus favorable sur le plan énergétique. Le Zenki HEMS peut aussi anticiper une faible production solaire (en cas de nuages ou de pluie annoncée) et activer la recharge des batteries à partir du réseau à un moment moins coûteux. À ce sujet, il intègre les tarifs pratiqués par 700 fournisseurs d’énergie européens pour permettre des recharges lorsque l’électricité est la moins chère.

Son efficacité dépend en grande partie de l’installation existante, comme la puissance de l’installation solaire, le nombre de batteries, le profil de consommation du foyer, et le niveau d’autonomie que l’utilisateur souhaite atteindre. Dans des contextes où les prix de l’énergie fluctuent fortement ou où la production solaire est irrégulière, un tel outil permet de tirer parti du meilleur de son installation.

SolarFlow 2400 AC : un système de stockage modulaire par batterie

Le deuxième produit concerné, la SolarFlow 2400 AC, est une batterie domestique destinée à stocker l’énergie issue d’une installation solaire. Elle est pensée pour permettre l’utilisation différée de cette énergie, par exemple en soirée ou pendant les périodes sans ensoleillement.

Cette batterie propose une puissance de sortie de 2 400 W en courant alternatif, ce qui la rend compatible avec un certain nombre de micro-onduleurs du marché. Sa capacité de base est de 2,88 kWh, mais elle peut être augmentée par l’ajout de batteries AB3000X, jusqu’à atteindre 17,28 kWh. Cela autorise une certaine flexibilité dans la taille du système, selon les besoins du foyer. En mode de fonctionnement hors réseau, il fournit également jusqu’à 2 400 W, garantissant une alimentation énergétique autonome en cas de coupure de courant.

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La SolarFlow 2400 AC se distingue aussi par sa facilité d’installation. Qualifiée de « plug-and-play », elle ne nécessite pas d’intégration complexe et peut être raccordée à une installation existante, qu’elle soit neuve ou déjà opérationnelle. Elle peut aussi être rechargée par le réseau électrique, notamment pendant les heures creuses. Cela permet non seulement de pallier un déficit de production solaire, mais aussi de disposer d’une alimentation de secours en cas de coupure du réseau. La technologie des semi-conducteurs en carbure de silicium (SiC) de troisième génération permet d’atteindre un rendement global de 96,5 %.

Complémentarité des deux solutions

Le Zenki HEMS et la SolarFlow 2400 AC sont conçus pour fonctionner ensemble. Le premier contrôle, ajuste et anticipe ; le second stocke et redistribue. Utilisés conjointement, ils forment un système cohérent de gestion énergétique, permettant d’améliorer l’autonomie d’un foyer et de réduire sa dépendance au réseau.

Cependant, l’intérêt réel d’une telle configuration dépend fortement du contexte d’usage. Dans des zones où le prix de l’électricité varie peu ou où les coupures sont rares, la plus-value sera avant tout en termes de confort et de contrôle. Dans des environnements plus instables ou pour les utilisateurs cherchant à maximiser leur part d’énergie solaire consommée, ces solutions peuvent jouer un rôle plus significatif.

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Les solutions proposées par Zendure s’inscrivent dans un mouvement plus large vers la responsabilisation énergétique des foyers. Elles offrent une combinaison intéressante entre gestion intelligente et stockage évolutif. Le Zenki HEMS et la SolarFlow 2400 AC ne promettent pas une autonomie complète, mais une meilleure maîtrise de l’énergie consommée et produite à l’échelle d’un logement. Pour certains utilisateurs, cela peut signifier des économies sur le long terme ; pour d’autres, un gain en confort ou en résilience.

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