Alors que les prix de gros de l’électricité continuent de baisser, l’édition 2025 du baromètre du Médiateur national de l’énergie met en évidence une aggravation de la précarité énergétique : plus d’un tiers des foyers français peinent à régler leurs factures et près des trois quarts restreignent leur chauffage pour raisons financières.

Selon le « baromètre énergie‑info 2025 » publié par le Médiateur de l’énergie, 36 % des foyers français déclarent avoir eu des difficultés à payer leur facture de gaz ou d’électricité au cours des douze derniers mois. Ils étaient 28 % en 2024 et à 18 % en 2020.

L’étude révèle aussi que 74 % des ménages ont restreint leur chauffage pour des raisons financières, en légère baisse par rapport aux 79 % observés en 2023. Ainsi, des millions de ménages restent vulnérables et que la crise de l’énergie n’est pas derrière eux.

Le marché se détend, pas la précarité

Cette précarité d’une grande partie des français contraste avec la tendance des marchés de gros de l’électricité. Malgré une grande volatilité, le prix de l’électricité tend à baisser au fil des semaines. Pour 2026, il a même atteint un plus bas historique en passant brièvement sous la barre des 55€/MWh. Le Médiateur rappelle que cette baisse tarde à se répercuter sur les factures des ménages car celles-ci incluent les taxes et coûts de réseau pour deux tiers de la facture. D’ailleurs, il n’est pas exclu que la TURPE (Tarif d’utilisation du réseau public d’électricité) augmente de nouveau en 2026, pour financer la modernisation des infrastructures et l’intégration des énergies renouvelables.

La distribution du Chèque énergie a, certes, participé à soulager certains ménages mais ses dysfonctionnements, notamment le retardement du versement automatique à novembre 2025, a pénalisé 61 % des bénéficiaires. Environ 35 % d’entre eux ont fait face à des impayés d’énergie et 10 % ont subi une coupure ou réduction de puissance.

Face à ces constats, le Médiateur propose d’interdire les coupures d’électricité pour impayés et instaurer un droit à une fourniture minimale d’électricité. Ces pratiques sont « d’une grande violence pour les foyers les plus vulnérables » et plaide en faveur d’un mécanisme alternatif de limitation de puissance plutôt qu’une coupure totale.

Le baromètre apporte aussi des données d’usage : 51 % des foyers disposent de l’option heures pleines/heures creuses, mais 14 % de ces foyers ne connaissent pas les horaires exactes de leur tranche heures creuses. Enfin, bonne nouvelle, le Médiateur rappelle que, depuis 2019, près de 9 consommateurs sur 10 savent qu’ils peuvent changer de fournisseur d’énergie.

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Imaginez des immeubles dans lesquels des blocs circuleraient d’un étage à l’autre, non pas pour transporter des passagers, mais pour stocker de l’énergie. Pour permettre une telle configuration, des chercheurs veulent exploiter une des forces les plus naturelles qui soient : la gravité.

Le stockage d’énergie par gravité n’est pas nouveau. On le connaît surtout à travers les fameuses stations de transfert d’énergie par pompage-turbinage, plus connues sous le nom de STEP. Ces systèmes utilisent le surplus d’électricité du réseau pour faire remonter de l’eau en altitude, puis plus tard, celle-ci est relâchée pour produire de l’énergie en redescendant.

Mais une autre approche de cette technologie existe également. Cette technique utilise, non pas de l’eau, mais des blocs solides. Le principe reste le même, on hisse un poids grâce à l’électricité excédentaire, puis on récupère l’énergie lorsqu’il redescend en entraînant un générateur.

Et si cette technologie pouvait s’inviter dans les villes ? C’est ce qu’ont imaginé des chercheurs de l’université de Waterloo, au Canada, avec leur concept de batterie gravitaire intégrée aux immeubles de grande hauteur. Leur étude a été publiée dans la revue Applied Energy.

Stoker les énergies renouvelables

Dans le modèle imaginé par les chercheurs, le bâtiment est équipé de panneaux photovoltaïques installés sur les façades sud, est et ouest, ainsi que de petites éoliennes placées sur le toit. Ces sources renouvelables alimentent l’immeuble et, lorsqu’elles produisent plus que nécessaire, l’énergie excédentaire sert à « charger » le système de stockage.

Celui-ci fonctionne à l’aide d’un treuil à câble qui soulève des blocs lourds (en acier ou en béton) dans une gaine verticale, à la manière d’un ascenseur. L’électricité excédentaire permet de hisser ces masses, emmagasinant ainsi de l’énergie potentielle. Quand la demande d’électricité du bâtiment augmente, le processus s’inverse : les blocs redescendent, entraînant le câble du treuil et actionnant le générateur, qui restitue alors l’énergie sous forme d’électricité.

Le dispositif est complété par des batteries lithium-ion. Celles-ci ne servent pas de stockage principal, mais interviennent pour réagir rapidement en cas de déséquilibre entre la production et la consommation.

Une technologie viable ?

Selon les chercheurs, la technologie est non seulement techniquement viable, mais aussi prometteuse sur le plan commercial. « Cette conception est techniquement viable et a également fait ses preuves commercialement récemment », écrivent les auteurs de l’étude. Et pour cause : des projets similaires ont déjà vu le jour.

En 2020, la start-up britannique Gravitricity avait expérimenté une batterie gravitaire au port de Leith, à Édimbourg. Son installation, haute de 15 mètres, utilisait deux masses de 25 tonnes pour délivrer une puissance de 250 kW.

Reste à savoir si ce principe pourra rivaliser avec les batteries chimiques et autres solutions de stockage. Car si le fonctionnement mécanique a déjà été validé, la fiabilité sur le long terme est encore à démontrer.

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Dans l’ombre de la course à la puissance des éoliennes offshore, les sous-stations doivent suivre la cadence et transporter vers la terre des quantités d’électricité toujours plus grandes. Pour préparer l’avenir, un projet de recherche français travaille sur ces indispensables sous-stations du futur. Spoiler alert : elles seront flottantes, et de type HVDC. 

Entre éloignement progressif des côtes et augmentation de la puissance totale, les parcs éoliens offshore imposent des défis techniques de plus en plus difficiles à surmonter. Transporter le courant produit jusqu’à la terre ferme fait partie de ces défis majeurs. Pour y faire face, France Energies Marines, institut national de référence sur les énergies marines renouvelables, a lancé le projet AFOSS DC en 2022. Acronyme de Architecture and design of floating offshore substation for direct current applications, ce projet de recherche vise à dessiner le contour des sous-stations électriques du futur. Il est porté par 8 partenaires industriels et académiques français, tels que RTE, Atlantique Offshore Energy, l’Ifremer ou encore Total Energies.

L’un des grands objectifs du projet vise à déterminer quelle technologie de flotteur est la plus adaptée à une sous-station flottante, à savoir semi-submersible, ou TLP (comme le projet Provence-Grand-Large). Il faut également rendre compatible ce flotteur à la mise en place d’une liaison électrique à haute tension et courant continu (HVDC), en prenant en compte les possibles vibrations de la structure dûes aux conditions de mer. Particulièrement lourds et volumineux, les équipements HVDC rendent le design de ces sous-stations flottantes plus complexe que jamais.

Outre le travail de recherche technologique, les différents partenaires du projet cherchent également à estimer les coûts de réalisation et d’exploitation de telles structures, pour avoir une meilleure maitrise des appels d’offre. Cette étape est essentielle pour construire un cadre de travail pertinent et réaliste, et ainsi éviter les écueils comme AO7 et le parc au large de de île d’Oléron. Ce projet, qui doit se conclure dans les semaines à venir, devrait vraisemblablement inclure une liste de recommandations afin d’accompagner le déploiement de ces infrastructures.

Préparer l’avenir de l’éolien offshore dès maintenant

L’installation de sous-stations flottantes HVDC semble être promise à un avenir lointain. Ces dernières devraient concerner des projets dont la mise en service n’est prévue qu’à l’horizon 2040, voire même 2050, notamment à cause de leur complexité de mise en oeuvre et des objectifs de puissance visés. Parmi ces projets, on peut citer Fécamp Grand Large, Bretagne Grand Large, ou Centre Atlantique Grand Large.

En revanche, le recours au HVDC est déjà d’actualité. Les parcs Centre Manche 1 et 2, qui ont récemment été attribués, devraient bénéficier de cette technologie. Ailleurs dans le monde, on retrouve plusieurs sous-stations HVDC déjà en service, notamment pour les parcs écossais Dogger Bank A, B et C. De nombreux industriels travaillent sur des design de sous-stations HVDC flottantes, mais aucune n’est encore en opération.

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L’élan du nucléaire chez les géant de la tech ne ralentit pas. Après Microsoft, c’est au tour de Google de vouloir redémarrer une centrale nucléaire à l’arrêt pour alimenter la croissance électrique liée à l’intelligence artificielle. 

Google vient d’annoncer vouloir relancer la centrale nucléaire Duane Arnold grâce à un partenariat avec la société NextEra Energy. Moyennant un investissement de 1,6 milliard de dollars, la centrale devrait produire ses premiers kWh dans le courant du premier trimestre 2029. Le contrat lie les deux entreprises pour 25 ans, à compter de la date de mise en service du réacteur. Selon Google, le redémarrage de la centrale vise à soutenir la demande croissante en électricité causée par le développement de l’intelligence artificielle.

Fermée en 2020, cette centrale comporte un unique réacteur à eau bouillante, construit en 1974 par General Electric. Elle affiche une puissance de 566 MWe. Si cette technologie n’est pas utilisée en France, elle est commune aux États-Unis et au Japon. Les deux pays se partagent 65 des 92 réacteurs de ce type répartis dans le monde. C’est cette technologique qui équipe la tristement célèbre centrale de Fukushima et ses 6 réacteurs.

Faire du neuf avec du vieux

Le nucléaire répond en de nombreux points aux besoins électriques croissants des GAFAM. L’atome leur permet d’obtenir une électricité décarbonée, continue et relativement bon marché. En revanche, la filière du nucléaire a deux défauts : des besoins d’investissements colossaux, et des projets de très longue durée. À terme, les SMR pourraient répondre à ces deux contraintes rendant le nucléaire plus abordable en temps et en coûts. Néanmoins, leur commercialisation se fait attendre et les premiers prototypes fonctionnels ne devraient pas être mis en service avant la fin de la décennie.

Dans ce contexte, plusieurs entreprises se rabattent sur des centrales nucléaires récemment fermées. Le premier de la liste concerne la centrale nucléaire de Palisades, dans le Michigan. Aux dernières nouvelles, la société Holtec était dans les temps pour redémarrer l’unique réacteur à eau pressurisée avant la fin de l’année 2025. Plus récemment, Microsoft a signé un contrat avec Constellation Energy pour remettre en service le réacteur de Three Mile Island d’ici 2028.

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Alors que la réduction de la TVA à 5,5 % sur les panneaux photovoltaïques reste réservée à quelques rares modèles, Beem choisit d’agir concrètement, en offrant jusqu’à 1 000 € de modules supplémentaires pour tout projet solaire avec batterie signé avant le 31 octobre 2025.

L’État a récemment annoncé une baisse de la TVA à 5,5 % sur une sélection restreinte de panneaux photovoltaïques. Si cette mesure vise à encourager le déploiement du solaire chez les particuliers, son impact immédiat demeure limité : les produits éligibles sont encore rares sur le marché. Face à cette situation, Beem, société nantaise reconnue pour ses kits solaires plug & play et ses solutions connectées d’autoconsommation, préfère miser sur une action directe. Son ambition reste inchangée : rendre la production d’électricité solaire simple, accessible et rentable pour tous.

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L’équivalent de 1,5 kWc de panneaux solaires en bonus

L’entreprise propose une offre exceptionnelle valable jusqu’au 31 octobre 2025. Pour tout projet solaire avec batterie, Beem offre jusqu’à 1 000 € TTC de modules photovoltaïques additionnels, équivalents à une puissance supplémentaire pouvant atteindre 1,5 kWc. Une opportunité de renforcer immédiatement la performance énergétique d’une installation, sans attendre la généralisation du taux de TVA réduit à une gamme plus large de panneaux.

Le processus est conçu pour être rapide : l’utilisateur simule son projet solaire toiture + batterie sur le site de Beem. Si la simulation conduit à un rendez-vous avec un conseiller, il devient éligible à l’offre. Après signature du devis, les modules et fixations supplémentaires sont intégrés au projet. Selon Beem, cette initiative permet d’augmenter la production solaire tout en optimisant le stockage. Le surplus d’énergie alimente directement la batterie, améliorant le taux d’autoconsommation et réduisant la facture d’électricité.

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Un coup de pouce pour stimuler l’autoconsommation solaire

À travers cette opération, Beem illustre la capacité d’un acteur privé à stimuler la transition énergétique par des leviers concrets, en complément des mesures publiques encore en déploiement. Une approche pragmatique pour rapprocher les ménages français de l’autoconsommation solaire.

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Veolia ne ménage pas ses efforts, pour maintenir l’unité de valorisation énergétique du Mans à la pointe de l’innovation. Malgré son âge avancé, elle va recevoir un démonstrateur industriel capable de collecter le dioxyde de carbone. D’ailleurs, l’installation de cet équipement reflète l’accélération du captage de CO2 dans tout l’ouest de la France. 

Voilà 50 ans que l’incinérateur de la Chauvinière traite les déchets ménagers de Le Mans Métropole. Précurseur, le site a notamment été raccordé au réseau de chaleur urbain dès 1991. Il produit chaque année 170 GWh de chaleur ainsi que 58 GWh d’électricité à partir de 150 000 tonnes de déchets. Pour fêter ce demi-siècle de service, Veolia, son exploitant, a décidé de s’attaquer à son seul défaut, et pas des moindres : ses 130 000 tonnes de CO2 émises chaque année. Pour cela, l’entreprise va y installer un démonstrateur industriel de captage de CO2. Celui-ci devrait permettre de capturer 10 tonnes de CO2 par jour dès 2026. Les pistes de valorisation de ce CO2 sont multiples : recharge d’extincteurs, nettoyants industriels, photosynthèse dans les serres environnantes, ou encore incorporation au béton.

Pour le moment, l’équipement ne pourra traiter qu’une fraction des émissions, malgré un investissement d’environ 8 millions d’euros. Mais il est une clé essentielle du programme Green Up de Veolia, qui vise à trouver et déployer des solutions concrètes de décarbonation entre 2024 et 2027. D’ailleurs, un deuxième démonstrateur devrait voir le jour peu de temps après, sur le site d’incinération de déchets dangereux de Port Arthur, au Texas.

Le Grand Ouest accélère sur le captage de CO2

Ce démonstrateur ne constitue qu’une petite partie des démarches qui sont entreprises pour le captage de CO2 dans l’ouest de la France. Le projet GOCO2 avance, lui aussi, à bon train. Ce projet d’ampleur, dont le budget est estimé à plus de 2 milliards d’euros, consiste à créer un pipeline entre les sites les plus émetteurs de CO2 du grand ouest, pour capter leurs émissions afin de les rediriger vers un terminal situé à Donges. Depuis ce terminal, le CO2 sera ensuite chargé sur des navires spécialisés, puis envoyé vers les sites de stockage de CO2 de Northern Lights. La concertation publique préalable a été lancée le 29 septembre, par les 6 principaux partenaires du projet à savoir Heidelberg Materials France, Lafarge Ciments, Lhoist, NaTran, Elengy et RTE.

En parallèle, un pilote industriel de production de e-kérosène est en cours de développement, également près de Donges. Celui-ci, appelé Take Kair, devrait permettre la production de 37 500 tonnes de e-kérosène par an à partir d’hydrogène et de CO2.

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Aides publiques, chute du coût du stockage et généralisation du solaire résidentiel, l’Australie installe des batteries à domicile à tout va. En quelques mois, des centaines de milliers de foyers ont équipé leurs maisons de systèmes de stockage.

Depuis le lancement, en juillet 2025, du programme Cheaper Home Batteries Program (CHBP), l’Australie enregistre une flambée des installations de batteries à domicile.

Plus de 11 500 demandes ont été déposées dans les trois semaines suivant le démarrage du dispositif, qui offre jusqu’à 30 % de subvention. Le programme a déjà permis d’atteindre 2 gigawattheures (GWh) de capacité domestique installée à l’échelle du pays, soit une multiplication par deux en l’espace de quelques mois.

Selon le journal RenewEconomy, plus de 100 000 batteries ont été installées en 17 semaines, avec une capacité moyenne proche de 25 kWh. Cette énergie stockée dépasse la consommation de la plupart des foyers australiens. Désormais, les ménages ne cherchent plus seulement à réduire leur facture mais aussi à participer activement à la stabilité du réseau électrique.

Un effet d’entraînement du solaire résidentiel

L’Australie est depuis longtemps championne du solaire domestique. Cette base solide crée aujourd’hui un environnement propice au stockage : nombre de foyers équipés de panneaux ajoutent désormais une batterie pour mieux valoriser leur production. Beaucoup d’installations récentes sont d’ailleurs des systèmes « batterie seule » venant compléter des toitures déjà solaires relève le Guardian.

La batterie domestique permet de maximiser l’autoconsommation en utilisant la production solaire plutôt que de la revendre à bas prix. Elle offre aussi une protection contre les coupures de courant fréquentes dans certaines régions. L’appétit pour des batteries de grande capacité s’explique aussi par leur rôle croissant dans les réseaux virtuels : regroupées, elles peuvent soutenir le réseau national.

Le succès des batteries vient également de l’érosion progressive des tarifs de rachat de l’électricité solaire injectée sur le réseau. Mieux vaut désormais stocker son électricité que la vendre en Australie.

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La conception et la réalisation d’un parc éolien offshore est loin d’être une formalité. D’une complexité technologique hors-norme, ce type de projet nécessite la prise en compte d’un nombre ahurissants de variables, tout en étant contraint à des objectifs de budgets et de planning exigeants. Pour répondre à cette équation de la meilleure des manière, EDF a réuni tout son savoir-faire sous la forme du logiciel DIEGO.

L’union fait la force. Avec ce crédo en tête, les équipes d’EDF Renouvelables et de la R&D EDF ont mis en commun leurs compétences et leur savoir-faire pour mettre au point DIEGO, un logiciel destiné à modéliser le comportement des éoliennes en mer. EDF Renouvelable a apporté son expérience sur l’éolien en mer, et EDF R&D son expertise en modélisation 3D, une technologie déjà largement utilisée dans les domaines du nucléaire et de l’hydraulique. Acronyme de « Dynamique intégrée des éoliennes et génératrices offshore », ce logiciel permet de modéliser :

• L’éolienne,
• Son flotteur,
• Les vagues,
• Le vent,
• Les lignes d’ancrage.

Il a pour principal intérêt de mieux caractériser la stabilité d’un système en fonction de son environnement, de prendre en compte le comportement dynamique des vagues et d’éprouver une installation face à des conditions extrêmes.

Le parc Provence-Grand-Large, baptême du feu pour le logiciel

Le logiciel a joué un rôle important dans le développement du projet pilote Provence Grand Large, composé de 3 éoliennes de 8,4 MW et aux flotteurs uniques au monde. Il a justement permis de sélectionner la technologie d’ancrage à ligne tendu, et de vérifier le comportement des éoliennes avec cette technologie de flotteur novatrice. Les résultats obtenus ont ensuite été confrontés à des essais réalisés au Lab Chatou, site historique de la R&D d’EDF. Des maquettes réduites y ont été testées, en reproduisant des conditions climatiques extrêmes. Depuis les trois éoliennes du PGL ont bien été installées, et ont été bardées de capteurs. Ces derniers vont permettre à EDF d’affiner les capacités de modélisation du logiciel grâce à un ensemble de mesures prises en conditions réelles.

Désormais, EDF va pouvoir compter sur DIEGO lors des phases d’appel d’offres, afin de tester puis choisir différentes technologies de flotteurs. Lors des phases d’étude, puis d’exploitation, DIEGO permettra également une analyse précise des intéractions entre les structures et leur environnement. Prochain projet concerné : Golf de Fos 1, parc éolien flottant d’une puissance de 250 MW.

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Telle la poussière que l’on cache sous le tapis, la question du démantèlement est un sujet que l’on préfère éviter, dans le secteur du nucléaire. Entre complexité et coûts records, ces opérations sont souvent repoussées et multiplient les retards. Pourtant, le renouveau du nucléaire passera nécessairement par une meilleure maîtrise de ce sujet. D’ailleurs, de nombreuses entreprises comptent sur l’essor de la robotisation pour faciliter et accélérer ces étapes. 

Démantèlement, voilà un mot qui donne des sueurs froides à toute la filière du nucléaire. Et pour cause, ces opérations de déconstruction sont d’une complexité telle que très peu de site dans le monde en sont venus à bout. Parmi les exemples récents, on ne peut guère que citer la centrale espagnole José Cabrera (aussi appelée Zorita), qui était équipée d’un réacteur à eau pressurisée d’une puissance nominale de 153 MWe.

En France, de nombreux cas illustrent la difficulté de démanteler des installations nucléaires. La déconstruction du site de Brennilis, un réacteur à eau lourde à l’arrêt depuis maintenant 40 ans, ne devrait être terminée qu’en 2041. À Marcoule, la situation est encore plus critique et le site est considéré comme le plus complexe d’Europe, du fait de ses nombreux réacteurs de recherche. On y trouve les premiers réacteurs nucléaires français à avoir injecté de l’électricité sur le réseau électrique, et qui avaient pour vocation de produire du plutonium militaire. Pour nombre de ces équipements, comme le réacteur graphite G2, le CEA n’indique même plus de date de fin de démantèlement, et les opérations sont suspendues.

La robotisation à tout prix

Principal problème : des niveaux de radioactivité élevés, et difficiles à maîtriser, qui pourraient potentiellement mettre la santé des travailleurs en danger. C’est pourquoi, les projets de recherche fleurissent pour permettre la robotisation massive de ces opérations.

Dans ce cadre, la société Onet Technologies travaille sur l’utilisation d’un laser spécifique, dont la tête a été brevetée par le CEA. Celui-ci pourrait permettre des découpes de grande précision sans aucun problème de vibration. Développé depuis 10 ans, son utilisation est envisagée sur le site japonais de Fukushima. D’ailleurs, des essais sont en cours pour envisager la découpe du corium (mélange de combustible nucléaire fondu) grâce à ce laser. Sa puissance de 16 kW peut être dirigée vers un point de 1 mm3, ce qui permet de couper des tôles d’acier pouvant atteindre, en théorie, jusqu’à 200mm. Le laser est également capable de fonctionner sous l’eau. De son côté, Orano a mis au point le bras Anémone, un outil de préhension capable d’attraper toute sorte d’objets ou de déchets.

Démantèlement du futur, une opération sans intervention humaine ?

Pour tester ces nouvelles technologies, le CEA a créé une réplique virtuelle de ce laser et de son environnement afin de simuler des scénarios de démantèlement en 3D. L’objectif final est de mettre au point un bras auto-apprenant, et de créer un poste de pilotage assisté par réalité virtuelle pour rendre ce travail plus précis et efficace que jamais. Graphitech, une coentreprise d’EDF et Veolia travaille activement à la mise au point de robots pour permettre la déconstruction de réacteurs graphite gaz (UNGG), réputés pour être très difficiles à démanteler en raison de la quantité de matériaux qu’ils renferment. On parle de 10 à 30 fois plus de matériaux que dans un réacteur à eau pressurisée (REP).

Le premier réacteur de ce type à être démantelé devrait être Chinon A2 à partir de 2030, suivi de 5 autres réacteurs UNGG après 2050. D’ici là, un des robots de Graphitech, appelé Mascotte, pourrait prendre du service à Brennilis dès 2027.

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La Bretagne brille par ses habitants, ses paysages, ses spécialistes culinaires, mais pas par sa production d’électricité. En la matière, l’emblématique région a toujours joué les vilains petits canards, notamment à cause de l’absence de centrale nucléaire. Pourtant, cette situation est en train de changer grâce aux énergies renouvelables.

Il y a 20 ans, la production électrique bretonne était plus que modeste, avec seulement 0,8 TWh produits, dont 61% assurés par le barrage de la Rance. Cela ne représentait que 0,15% de la production nationale ! Mais le fort développement des énergies renouvelables a permis une progression conséquente en la matière, notamment grâce aux parcs éoliens terrestres. Dès 2014, ces derniers ont permis la production de 1,4 TWh, faisant grimper la production totale de la région à 2,8 TWh.

Si la Bretagne n’a pas pu se passer de la mise en service controversée d’une centrale à cycle combiné en 2021, à Landivisiau, elle a continué ses efforts en matière de production d’électricité. Résultat : la région a atteint les 6,7 TWh d’électricité en 2024, soit 8 fois plus qu’en 2004. Et si la centrale à cycle combiné est à l’origine de 24% de cette électricité, et à une augmentation des émissions de CO2 de la région, le reste est d’origine renouvelable.

Le chemin est encore long

Malgré cette progression, la Bretagne reste très largement déficitaire en électricité, et a dû importer 13,2 TWh d’électricité en 2023. Pour continuer d’augmenter sa production d’électricité, elle devra nécessairement aller plus loin que l’éolien terrestre, et compter sur l’éolien offshore. Mis en service en mai 2024, le parc éolien de Saint Brieuc montre tout ce potentiel maritime. En moins de 8 mois, sur l’année 2024, il a produit 1,2 TWh, soit 18% de la production régionale.

À partir de 2031, cette production devrait nettement grimper grâce à la mise en service du parc Bretagne Sud, et ses 250 MW, puis de son extension de 500 MW. L’année prochaine, un autre appel d’offres devrait paraître pour la création d’un parc de 110 éoliennes et d’une puissance de 2 GW à l’horizon 2035. Puis, un vaste projet pourrait voir le jour au large du Finistère. Mais pour ce dernier, rien n’est encore défini.

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L’espoir persiste, pour faire de l’hydrogène vert l’une des clés de la transition énergétique. Une nouvelle technologie d’électrolyse, dite SOEC, pourrait y participer grâce à un rendement plus élevé que les technologies existantes. Néanmoins, tout n’est pas gagné  du fait de contraintes d’utilisation importantes.  

Il ne fait que 2,6 MW de puissance, et pourtant, l’électrolyseur qui vient d’être mis en service dans la raffinerie NESTE de Rotterdam est unique en son genre. Ce prototype d’électrolyseur destiné à la production d’hydrogène, issu du projet européen MultiplHY, se distingue par une technologie novatrice : l’électrolyse à oxyde solide (SOEC). Comme tout électrolyseur, il casse les molécules d’eau grâce à un courant électrique pour obtenir le précieux gaz, accompagné de dioxygène. Mais ici, cette réaction se fait dans un environnement solide, contrairement aux électrolyseurs de type alcalin ou PEM. Cette différence permet d’atteindre un rendement énergétique bien supérieur. Alors que les électrolyseurs PEM ou alcalins affichent des rendement de l’ordre de 60%, un précédent projet SOEC de 2022 aurait atteint 84% d’efficacité. Ce nouveau prototype pourrait atteindre une efficacité encore supérieure.

Néanmoins, cette technologie a un inconvénient majeur : elle nécessite de grandes quantités de chaleur, puisque l’électrolyseur SOEC du fabricant SunFire nécessite une température de 850°C pour produire 60 kg d’hydrogène renouvelable par heure. Pour cette raison, cette technologie se destine principalement à des sites industriels dans lesquels il serait possible de récupérer la chaleur fatale.

Électrolyseur à oxyde solide et réacteur haute température : l’association parfaite ?

Du fait de ce besoin important de chaleur, l’électrolyseur SOEC se présente comm un candidat idéal afin de valoriser la chaleur fatale de grands sites industriels, dans des domaines comme la sidérurgie, le raffinage ou la chimie. Pour aller plus loin, on pourrait même imaginer l’association de cette technologie à des centrales nucléaires, afin de valoriser les immenses quantité de chaleur dégagées qui ne sont pas – ou peu – exploitées à l’heure actuelle. Si les réacteurs à eau pressurisée français n’atteignent pas des températures suffisantes, des réacteurs nucléaires à haute température, comme le projet JIMMY, pourraient permettre de produire plus efficacement de l’hydrogène, ou de combiner une production optimisée d’électricité et d’hydrogène.

Ce n’est, d’ailleurs, peut-être pas un hasard si, parmi les membres du consortium à l’origine de ce projet européen, on retrouve le Commissariat à l’énergie atomique (CEA). Voilà plus de 20 ans que ce dernier travaille sur la technologie des électrolyseurs à haute température.

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Maillon essentiel de la filière française de recyclage nucléaire, l’usine Melox a failli la conduire à la catastrophe, quand sa cadence a brusquement chuté à la fin des années 2010. Heureusement, Orano est parvenu à relever la barre, et l’usine est en pleine transformation pour répondre aux besoins de la filière au-delà de 2040. 

À Marcoule, site emblématique de la filière nucléaire française, on retrouve de nombreuses activités, et en particulier la production de combustible MOx (Mixed Oxide) grâce à l’usine Melox. Celle-ci fabrique des assemblages de combustibles à base de plutonium et d’uranium appauvri (moins de 10% de plutonium pour 90 % d’uranium appauvri), ce qui permet notamment de recycler le plutonium issu des réacteurs nucléaires français.

Le site a donc une importance capitale dans la gestion des déchets radioactifs. Pour cette raison, en 2022, Orano a décidé de lancer le programme GoMOx, visant à moderniser l’usine Melox pour y assurer la production de combustible MOx au-delà de 2040. Ce programme, d’un montant total proche de 400 millions d’euros, a pour objectif d’augmenter la production annuelle de MOx et d’atteindre les 125 tonnes par an d’ici 2030. Outre cette hausse de production, toutes les unités de production critiques doivent être doublées afin de fiabiliser le fonctionnement de l’usine et d’éviter les arrêts. D’ailleurs, la première des trois boîtes à gants prévues devrait bientôt être installée. Celle-ci affiche des mensurations hors norme avec 10 mètres de hauteur pour 50 tonnes.

Une usine de MOx qui revient de loin

Malgré cette dynamique positive, le destin de l’usine Melox a failli être tout autre. En regardant de plus près les chiffres de production annuelle du site, on constate une baisse soudaine de plusieurs années, de 2018 à 2022. Et pour cause, cette cassure de la production est le symbole d’une série d’évènements qui auraient pu avoir des conséquences catastrophiques sur toute l’industrie nucléaire française.

Tout a commencé en 2013, lorsque le site a changé de fournisseur de poudre d’uranium. La nouvelle poudre d’uranium, obtenue grâce à un procédé différent dans l’usine Lingen d’Orano, en Allemagne, affichait une granulométrie beaucoup plus fine que celle initialement produite au Tricastin. Ce changement, associé à des réductions d’effectifs et des pertes de compétences, a conduit à d’importants problèmes de qualité du combustible.

Baisse drastique de la production de MOx

Les pastilles de MOx produites affichaient des problèmes d’homogénéité de la teneur en plutonium. Certains assemblages radioactifs ont été classés non conformes, les rendant impropres à l’utilisation en réacteur. Cette situation a non seulement entraîné une baisse drastique de la production de MOx, tombant de 124 tonnes en 2013 à 51 tonnes en 2021, mais a également engendré une quantité massive de déchets. Ces rebus hautement radioactifs, car contenant du plutonium, ont entraîné une saturation des capacités d’entreposage de matières plutonifères à La Hague.

Heureusement, de nouveaux sites d’entreposage supplémentaires ont pu être créés à La Hague pour permettre ce stockage des déchets. Finalement, Orano est parvenu à redresser la barre en changeant de fournisseur, et en créant une nouvelle unité de production de poudre d’uranium sur le site de Malvési, près de Narbonne. La production annuelle est de nouveau en augmentation et a atteint 82 tonnes en 2023.

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Véritable bouleversement à l’échelle mondiale, l’intelligence artificielle inquiète par son développement massif, et sa potentielle consommation électrique. Pourtant, l’histoire récente nous montre que les futures évolutions technologiques pourraient largement réduire ces potentiels besoins électriques. 

La révolution de l’intelligence artificielle ne cesse de faire débat, en particulier à cause des perspectives de consommation énergétique qui y sont associées. Il faut dire qu’en moyenne, une requête auprès de ChatGPT consommerait six fois plus d’électricité qu’une recherche classique via Google. Face à cette explosion de l’IA, de nombreux observateurs craignent une consommation électrique qui pourrait avoir des conséquences climatiques directes, voire même créer des conflits d’usages du fait de fortes tensions sur le réseau électrique. Dans un récent rapport, The Shift Project n’a pas hésité à mentionner une multiplication par trois de la consommation des datacenters entre 2023 et 2030 à l’échelle mondiale.

De son côté, Thomas Veyrenc, membre du directoire de RTE, a pris la plume pour tenir un discours moins alarmiste sur la question, par le biais d’un poste sur le réseau Linkedin. D’abord, il rappelle que toutes les annonces, en particulier en matière de raccordement, ne doivent pas être prises pour argent comptant. Par exemple, un grand nombre de demandes de raccordement ont été doublées par des porteurs de projet, ce qui a tendance à gonfler les chiffres. D’autre part, on observe qu’à l’heure actuelle, les centres de données raccordés en France ne consomment que 5 TWh, soit environ 20 % de la capacité réseau qui leur a été attribuée.

Des évolutions technologiques difficiles à modéliser

Outre ces paramètres qui rendent difficiles les estimations de la consommation des centres de données à moyen et long terme, un autre paramètre vient perturber les modélisations : l’évolution des technologies.

À l’échelle de la France, depuis la fin des années 90, de nombreuses alertes ont été données sur le futur poids du numérique sur la consommation électrique de la France. Un rapport gouvernemental de décembre 2008 indiquait par exemple que la consommation des technologies de l’information et de la communication (TIC) représentait, en 2007, un peu moins de 60 TWh d’électricité par an. Ce même rapport prévoyait une hausse de la consommation électrique des TIC jusqu’à atteindre 20 % de la consommation française en 2012. Mais en 2025, l’ADEME a évalué l’impact du numérique sur l’environnement. Dans ce rapport, l’agence pour l’environnement a calculé une consommation d’électricité de l’ordre de 51,5 TWh pour le numérique, soit 11 % de la consommation française.

Des appareils moins énergivores qu’avant

Cette baisse de la consommation entre 2007 et 2022 s’explique par une transformation des usages, et une progression technologique colossale. Pour s’en convaincre, il suffit de comparer différents équipements de l’année 2007 à des appareils plus récents. On constate alors, en partant sur la même hypothèse d’utilisation journalière, qu’un ordinateur portable de 2007 (Lenovo ThinkPad X61) consomme trois fois plus, en moyenne, qu’un ordinateur portable actuel de gamme similaire (MacBook Pro). Pourtant, ce dernier affiche une puissance 19 fois supérieure ! La différence est encore plus impressionnante, quand on compare le PC portable de 2007 à un smartphone actuel (Apple iPhone 15 Pro). Ce dernier reste 10 fois plus puissant, malgré une consommation cinq fois plus faible. On peut d’ailleurs faire un constat similaire au sujet des téléviseurs. La puissance moyenne de téléviseurs de 42 pouces est passée d’environ 300 W en 2007 à environ 100 W en 2025, selon les technologies.

Ainsi, on peut imaginer que l’explosion des usages numériques devrait nécessairement conduire à une augmentation de la consommation d’électricité à travers le monde. Néanmoins, cette consommation pourrait être atténuée par les progrès technologiques, que ce soit en termes de matériel ou de logiciel.

Le cas de la France

En termes de production électrique, tous les pays ne sont pas logés à la même enseigne, en témoigne ce projet d’hôtel, en Belgique, qui pourrait ne pas être raccordé, la faute à un réseau saturé. Mais à ce sujet, le réseau électrique français bénéficie d’une excellente réputation. En plus d’être très peu carboné, ses quelque 89 TWh d’électricité exportés en 2024 témoignent de la capacité d’EDF à alimenter une forte croissance des usages numériques à moyen terme, voire à long terme, sans empiéter sur la décarbonation des autres usages.

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Avec la croissance des énergies renouvelables, l’Union française de l’électricité (UFE) formule quinze recommandations pour déployer massivement les flexibilités.

Assurer à chaque instant l’équilibre entre production et consommation : telle est la mission première d’un système électrique et de ses responsables d’équilibre. Pour atteindre justement cet équilibre en temps réel, les flexibilités comblent, dans un sens ou dans l’autre, l’écart entre production et consommation. Avec la montée en puissance des énergies renouvelables intermittentes, la production s’adapte moins à la consommation. L’Union française de l’électricité (UFE) publie ainsi un document de recommandations pour considérer les flexibilités déployables dès aujourd’hui.

La modulation de la production, le pilotage de la demande, le stockage et les interconnexions sont autant de familles de flexibilités. Les centrales pilotables (nucléaire, hydraulique ou thermique) couvrent encore une grande part des besoins de modulation là où la modulation de la consommation doit encore monter en puissance. L’UFE mise désormais sur le pilotage à distance : bornes de recharge, électrolyseurs, pompes à chaleur ou bâtiments intelligents. Ces technologies permises notamment par les compteurs Linky pourront déplacer les consommations vers les heures les moins tendues sur le réseau.

Avoir les bons indicateurs et déployer certaines flexibilités

L’UFE propose de monitorer les volumes modulés suivant l’activité sur les marchés d’ajustement, le déploiement des capacités de stockage ou encore le nombre d’offres de fourniture dynamiques. Le lobby plaide pour les intégrer à l’observatoire de l’électrification prévu dans la future PPE.

Enfin, l’UFE livre quinze recommandations comme : garantir la stabilité et la neutralité technologique des mécanismes de marché, encourager les investissements flexibles via des appels d’offres bonifiés, faciliter l’accès à la donnée énergétique ou faire évoluer la tarification réseau (heures pleines/heures creuses) pour inciter au décalage des usages. L’UFE appelle également à accélérer la mise en œuvre du contrat d’accès au réseau pour le stockage et à renforcer les interconnexions européennes.

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Malgré des émissions de CO₂ qui restent record, la Chine continue de sortir les grands moyens pour bâtir sa transition énergétique. Elle vient de lancer les travaux d’une ligne à haute tension et courant continu de plus de 2600 km pour acheminer l’électricité renouvelable du Tibet vers les industries proches de Hong Kong.

Dans la famille des records chinois en matière de production d’énergie, nous demandons l’une des plus grandes lignes à haute tension et courant continu au monde. Le pays vient, en effet, de lancer la construction d’une ligne électrique aux caractéristiques impressionnantes, à savoir :

• 2681 kilomètres de longueur,
• 10 GW de capacité,
• 800 kV de tension.

Pour un budget de 7,1 milliards d’euros, cette toute nouvelle ligne électrique va permettre d’acheminer l’électricité des grands sites de production d’énergie renouvelable tibétains vers la province du Guangdong, qui borde Macao et Hong-Kong.

Une construction complexe en un temps record

Il ne s’agira pas de la plus grande ligne HVDC terrestre au monde. Ce record est détenu par une autre liaison chinoise, qui relie Changji à Guquan depuis 2019. D’une longueur de 3324 kilomètres, elle affiche également une puissance légèrement supérieure avec 12 GW. Néanmoins, cette nouvelle ligne est remarquable par plusieurs aspects. D’abord, elle nécessite la construction de quatre stations de conversion. Côté tibétain, les stations seront situées à Chamdo et Lhassa, tandis qu’à l’est, elles seront créées à Guangzhou et Shenzhen.

Du fait de la géographie particulièrement complexe de la Chine, cette ligne à haute tension devra être déployée dans des zones montagneuses pour 90 % de son tracé, et même en haute montagne à hauteur de 30 %. Malgré ces contraintes exceptionnelles, le pays n’a prévu que 5 ans de travaux, et espère mettre la ligne en service en 2029.

Relier l’ouest à l’est en 9 milisecondes

Selon les données publiées, cette ligne devrait permettre à l’électricité de parcourir les 2600 km de la ligne en seulement 9 millisecondes. La création de cette ligne HVDC s’intègre dans un programme énergétique plus vaste du pays, qui consiste à créer des liaisons transversales dans le pays. Et pour cause, si la majorité des industries et des gros consommateurs d’électricité sont situés sur la côte est de la Chine, les régions étendues de l’ouest sont les zones les plus adaptées pour produire de l’électricité décarbonée.

Malgré sa puissance remarquable, la construction de cette ligne devrait d’ailleurs en amener d’autres. Par exemple, elle ne pourra transmettre qu’un tier de la production du futur plus grand barrage au monde, et ses 60 GW.

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En Chine, une nouvelle éolienne flottante s’apprête à battre tous les records de puissance unitaire. Si le cap symbolique des 30 MW n’a pas encore été franchi, un modèle récemment présenté vise déjà la barre des 50 MW. Une prouesse rendue possible grâce à un concept audacieux du fabricant : un système à double rotors.

OceanX : ce nom n’est pas nouveau. Il s’agit de la fameuse éolienne « à deux têtes » conçue par le turbinier chinois Ming Yang Energy, dont nous avons déjà parlé à plusieurs reprises. Inédite par sa forme, elle est munie de deux rotors installés aux extrémités d’une structure en forme de V, le tout fixé sur une base flottante unique. Ce modèle, d’une puissance totale de 16,6 MW (soit 8,3 x 2), a été mis en service en décembre dernier, à 70 kilomètres au large de Yangjiang, dans la province du Guangdong.

Maintenant, imaginez une version beaucoup plus grande de ce même produit, un modèle d’une puissance de 50 MW. C’est ce que l’entreprise compte construire dès 2026. Cette version XXL d’OceanX a été dévoilée durant une conférence industrielle à Pékin le 21 octobre dernier.

Une puissance deux fois supérieure au record actuel

Il faut croire que Ming Yang n’a pas peur de voir grand. Chacun des deux rotors d’OceanX affiche une puissance de 25 MW, soit presque autant que l’éolienne offshore la plus puissante actuellement en service. Ce record est détenu par un modèle de Dongfang Electric, d’une puissance de 26 MW, qui alimente près de 55 000 foyers depuis un site d’essai dédié.

Tout comme sa version plus modeste, le géant OceanX a été conçu pour résister aux typhons. Elle doit sa robustesse à son système d’ancrage unique, capable de faire pivoter la structure flottante afin qu’elle s’oriente automatiquement face au vent. D’ailleurs, le plus petit dispositif a déjà fait ses preuves en termes de résistance. En septembre, l’entreprise a annoncé que celui-ci avait résisté au super typhon le plus violent de la saison 2025 dans le Pacifique nord-ouest.

Vers une production en masse d’ici 2026

Ming Yang prépare déjà la commercialisation de son nouveau modèle. La production en série devrait démarrer dès 2026 dans la province du Guangdong, avec un objectif initial de 50 unités par an. À terme, l’entreprise prévoit d’augmenter son rythme à 150 turbines par an pour répondre à la demande mondiale croissante.

D’ailleurs, afin de mieux explorer le marché, le turbinier compte s’implanter hors de Chine. Il a ainsi annoncé un investissement de 1,7 milliard d’euros pour la construction d’une usine en Écosse. La première phase du projet portera sur l’installation des chaînes de production de nacelles et de pales, avec un lancement prévu d’ici fin 2028. Par la suite, le site accueillera les lignes de fabrication dédiées aux éoliennes flottantes, ainsi que les unités de production des systèmes de contrôle et composants électroniques.

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Alors que la chaleur industrielle représente un quart de la consommation énergétique finale mondiale, cette entreprise propose sa solution pour décarboner le secteur. Son idée est de stocker la chaleur solaire dans une immense batterie thermique afin de la restituer à tout moment, même la nuit. Mais sa première installation majeure, paradoxalement, servira à un acteur du pétrole.

Sable, brique, graphite, céramique ou encore argile : ces matériaux ont un point commun, leur forte capacité thermique, autrement dit leur aptitude à stocker l’énergie sous forme de chaleur. En Californie, la société Rondo Energy exploite un de ces éléments pour produire de la chaleur industrielle à haute température. Elle utilise des briques réfractaires comme élément de base de sa batterie thermique. Le système est destiné à remplacer les chaudières à combustible fossile au sein des installations industrielles.

Le 16 octobre dernier, Rondo Energy a annoncé la mise en service commerciale de ce qui serait la plus grande batterie thermique industrielle au monde. Sa capacité de stockage est de 100 MWh, soit l’équivalent de la chaleur fournie par 10 000 systèmes de chauffage domestique. Ce projet, qui se veut vert, promet de réduire les émissions de CO₂ de 13 000 tonnes par an. Pourtant, la chaleur décarbonée délivrée par le système alimentera Holmes Western Oil Corp, une usine spécialisée dans l’extraction pétrolière.

Un radiateur solaire géant

Le principe de la batterie thermique Rondo est simple : elle fonctionne comme un immense radiateur solaire. Le système est alimenté par une centrale photovoltaïque de 20 MW installée sur le site et se rechargerait uniquement durant « les six heures d’électricité les moins chères de la journée ».

L’électricité captée alimente des radiateurs électriques qui convertissent l’énergie électrique en chaleur avec un rendement de 100 %. Cette chaleur est ensuite transférée à des milliers de tonnes de briques réfractaires par rayonnement thermique. L’énergie peut être conservée à plus de 1 000 °C pendant plusieurs heures ou plusieurs jours, avec une perte inférieure à 1 % par jour. C’est ce qui permet au système de fournir une chaleur constante, y compris la nuit.

Pour restituer cette énergie stockée, un flux d’air est mis en circulation à travers le bloc de briques. Par convection, l’air s’échauffe et transmet sa chaleur à un circuit d’eau, générant ainsi de la vapeur à haute pression qui est directement injectée dans les puits de pétrole afin d’augmenter la production de l’usine. L’opération était auparavant assurée par une chaudière au gaz fossile.

D’autres projets en cours, et une version XXL

Si l’installation californienne marque la première réalisation d’envergure de Rondo Energy, la technologie est en cours de déploiement dans plusieurs continents. Elle est notamment présente en Amérique du Nord, en Europe, en Asie et en Australie via des projets ciblant des secteurs industriels parmi les plus énergivores et les plus difficiles à décarboner (la chimie, biocarburants, agroalimentaire et ciment).

L’entreprise prépare également une version plus grande de sa batterie thermique. Celle-ci affiche une capacité de 300 MWh. Ce système éliminerait « autant de carbone que plus de 8 500 véhicules électriques », clame l’entreprise.

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Ancien fleuron de l’industrie nationale, le parc hydroélectrique français va enfin avoir droit à une cure de jouvence. Alors qu’un accord de principe a enfin été trouvé concernant l’avenir des concessions hydroélectriques, EDF s’apprête à reprendre les investissements pour moderniser ses barrages. Objectif : augmenter la puissance totale du parc de 20 %.

Le bras de fer semble enfin fini, entre la France et l’Union européenne, au sujet des barrages hydroélectriques tricolores. Conséquence de cette longue bataille juridique, les investissements étaient presque tous bloqués depuis plusieurs années. Mais en août, sous l’impulsion de François Bayrou, un accord de principe a enfin été trouvé, permettant de déverrouiller la situation. Cet accord repose sur trois points :

• Transformation des régimes de concession en régimes d’autorisation,
• Possibilité de maintenir les exploitations en place,
• Mise à disposition, par EDF, de 6 GW de capacité de production virtuelles mises aux enchères sous le contrôle de la Commission de régulation de l’énergie.

Si les contours de cet accord de principe ne sont pas encore parfaitement dessinés, les voyants sont enfin au vert pour faire évoluer et rénover le parc hydroélectrique français, qui dépend à 80 % d’EDF. D’ailleurs, l’hydroélectricité devrait redevenir la priorité d’EDF, aux côtés du nucléaire. C’est en tout cas ce qu’a annoncé Bernard Fontana, PDG d’EDF depuis mai 2025, pour assainir une situation financière complexe.

EDF donne la priorité aux STEP

Bernard Fontana a indiqué vouloir lever le pied sur l’éolien et le solaire, mais mettre à niveau le parc hydroélectrique français avec une augmentation de 4 GW de capacité, ce qui représente 20 % de sa puissance totale. Cette hausse de puissance devrait être échelonnée en deux étapes, avec 2 GW d’ici 2035, et 2 GW après 2035.

Pour y parvenir, EDF compte d’abord sur la modernisation des centrales existantes. De nombreux projets de la sorte sont en cours, comme dans la centrale de Montahut, dans l’Hérault. Cette dernière va voir sa puissance passer de 90 MW à 96 MW. Dans ce cas précis, cette hausse de puissance est rendue possible par l’augmentation du débit turbiné grâce au remplacement des roues et à la modification des injecteurs. De la même manière, EDF Hydro procède actuellement à une modernisation de l’usine Laval de Cere 2 pour en augmenter la capacité de production de 10 %.

Face aux besoins de plus en plus importants en stockage d’énergie, EDF travaille également au déploiement de nouvelles STEP. Ces dernières devraient représenter 1500 MW, sur les 2000 MW prévus de nouvelles capacités prévues d’ici 2035. À Saut Mortier, des travaux vont bientôt démarrer pour y installer une turbine-pompe de 18 MW. Cette nouvelle pompe va faire du site, composé des retenues de Vouglans, Saut-Mortier et Coiselet, la première STEP à trois bassins. Mise en service prévue : 2030.

Le projet de STEP Montézic 2 dans les starting-blocks

Parmi les projets dans les cartons, l’un des plus attendus est le gigantesque chantier de Montézic 2, qui devrait faire passer la puissance totale de la STEP de Montézic de 920 MW à 1286 MW. EDF se dit « prête à investir dans des projets de développement, notamment Montézic 2, dès que le cadre législatif permettra la relance des investissements en France ». Pour rappel, Montézic 2 consiste à percer une toute nouvelle usine composée de 2 turbines-pompes réversibles de 233 MW au cœur de la montagne. Ces dernières posséderont leur propre prise d’eau avec un puits de chute de 335 mètres de haut.

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La liste des modules asiatiques désormais compatibles avec le taux de TVA à 5,5 % sur les installations photovoltaïques résidentielles s’est récemment allongée. Les fabricants, notamment chinois, ont rapidement adapté leurs chaînes de production aux nouveaux critères environnementaux français.

Depuis la parution de l’arrêté du 8 septembre 2025, le dispositif gouvernemental français prévoit qu’à partir du 1ᵉʳ octobre de la même année les installations photovoltaïques résidentielles jusqu’à 9 kWc peuvent bénéficier d’un taux de TVA réduit à 5,5 %, à condition que les modules installés respectent des critères environnementaux plus stricts.

Parmi ces critères : un bilan carbone des modules inférieur à 530 kg de dioxyde de carbone équivalent par kilowatt crête (kgCO₂eq/kWc), une teneur en argent inférieure à 14 mg/W, une teneur en plomb inférieure à 0,1 % et aucun cadmium. Aussi, l’installation doit s’appuyer sur un système de gestion d’énergie (EMS) permettant de piloter la consommation en temps réel.

Des fabricants chinois déjà aux normes

Initialement conçue pour favoriser l’autoconsommation des particuliers et dynamiser le marché solaire résidentiel français, cette TVA réduite vise également à encourager l’utilisation de modules à faible empreinte carbone et, indirectement, à relocaliser ou renforcer la production en Europe.

Or, PV Magazine révèle que plusieurs fabricants asiatiques — notamment JinkoSolar et DMEGC Solar — ont annoncé des modules conformes à ces critères et donc éligibles à la TVA à 5,5 %. Ainsi, JinkoSolar a annoncé un module de 500 Wc avec un bilan carbone de 520 kg CO₂eq/kWc, soit juste en deçà du seuil fixé. DMEGC Solar quant à lui, référence un module affichant 502,658 kg CO₂eq/kWc et respecte les autres critères environnementaux (argent, plomb, cadmium).

Un dispositif déjà rattrapé par les fabricants asiatiques

Pour les installateurs et les particuliers, cette ouverture élargit l’offre de modules éligibles à une TVA réduite, favorisant la baisse des coûts d’installation et ce, à un coût environnemental moindre, notamment tiré d’une réallocation des productions chinoises, donc les panneaux les plus verts s’orientent vers l’Europe.

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Le sabotage d’infrastructures industrielles ou énergétiques par des hackers n’est plus une lubie du septième art. Ce type de cyberattaques se multiplie, en particulier depuis la guerre en Ukraine. Dernier exemple en date : un barrage norvégien malmené pendant plus de quatre heures.

L’évènement est passé inaperçu jusqu’ici. Le 7 avril 2025, les équipes en charge du petit barrage de Risevatnet, situé à Svelgen, dans un fjord du sud-ouest de la Norvège, ont perdu le contrôle de leur installation à cause d’une attaque informatique. Pendant plus de 4 heures, des vannes ont été ouvertes, entraînant un débit, très modeste, de 500 litres par seconde. L’incident n’a eu aucune conséquence, pas même sur le lit de la rivière, dont la capacité serait de 20 000 l/s. Toutefois, il met en lumière le danger de plus en plus grand des cyberattaques sur les infrastructures, notamment énergétiques.

Dans le cas présent, les risques étaient relativement limités, car le barrage de faible capacité n’alimente qu’une ferme piscicole, et n’est pas raccordé au réseau électrique norvégien. Mais les conséquences auraient pu être bien plus grandes, si l’attaque avait, par exemple, touché l’aménagement hydroélectrique d’Ulla-Førre et son réservoir de 3 105 millions de mètres cubes d’eau. Selon les derniers éléments de l’enquête, la faille informatique serait issue d’un mot de passe trop simple, et d’une interface web mal sécurisée.

Les cyberattaques : un danger de plus en plus important pour les infrastructures énergétiques

De manière générale, les cyberattaques contre les infrastructures énergétiques ou les sites industriels en lien avec la production d’énergie sont de plus en plus nombreuses. Entre 2020 et 2022, un rapport révèle que ce type d’attaque aurait doublé. Stratégie militaire à part entière, le piratage informatique a notamment été utilisé par la Russie pour attaquer le réseau électrique ukrainien en 2022 avec le groupe de hackers Sandworm. Aux USA, plusieurs attaques ont récemment eu lieu, comme un blocage de la distribution d’eau au Texas en janvier 2024, ou en 2021, l’arrêt non prévu du Colonial Pipeline qui a perturbé l’approvisionnement de la côte est des États-Unis en carburant.

De son côté, EDF, qui doit faire face à plusieurs millions d’attaques informatiques par an, affirme ne cesser d’améliorer ses compétences en la matière. La Computer security incident response team (CSIRT) se charge de traiter les incidents de sécurité de tout le groupe EDF, et se tient constamment informée des potentielles menaces pour pouvoir y faire face dans les meilleurs délais. Depuis 2020, on retrouve également un Security Operation Center (SOC) en interne, qui surveille 24 heures sur 24 et 7 jours sur 7 l’état du réseau informatique d’EDF.

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