Si la fin des énergies fossiles semble inéluctable, la gestion des prochaines décennies alimente les débats et suscite des tensions, même au sein de l’Europe. Alors que le Vieux Continent veut montrer l’exemple et tourner la page du pétrole et du gaz le plus rapidement possible, la Norvège veut continuer de profiter encore un peu de ses immenses réserves fossiles. 

La Norvège a beau avoir l’un des mix électriques et énergétiques les moins carbonés de la planète, elle est aussi l’un des plus grands exportateurs d’hydrocarbures au monde, notamment grâce aux réserves présentes dans les sous-sols de la mer du Nord, de la mer de Norvège et de la mer de Barents. Fin 2025, on comptait pas moins de 97 champs de gaz naturel et de pétrole au large des côtes du pays nordique.

Pour le pays scandinave, ces ressources en hydrocarbures ont un très grand rôle pour l’économie, en conférant emplois, revenus et indépendance énergétique. En 2025, les exportations de gaz et de pétrole ont rapporté à la Norvège près de 85 milliards d’euros, soit 57 % de la valeur totale des exportations du pays.

De ce fait, malgré une transition mondiale progressive vers les énergies décarbonées, le pays compte bien continuer à profiter de ces ressources naturelles encore quelques (dizaines) d’années, et a annoncé, en mai 2026, l’APA2026 : un programme de 70 blocs d’explorations, dont 38 dans la mer de Barents.

L’enjeu du nord de la mer des Barents

Cette décision n’est pas du goût de l’Union européenne, qui prône la mise en place d’un moratoire concernant les nouveaux forages d’hydrocarbures pour des raisons environnementales. Surtout, l’Union européenne vise la neutralité carbone d’ici 2050, or des explorations pétrolières conduiraient à une exploitation de ces ressources aux alentours de 2030 à 2040.

Seulement voilà, depuis la chute des importations de gaz russe, la Norvège a pris une importance capitale dans l’approvisionnement européen en gaz naturel. Désormais 4ᵉ exportateur mondial de gaz, le pays scandinave a fourni 95 % de ses exportations de gaz au Vieux Continent, soit 30 % des besoins de ce dernier.

Ainsi, l’Europe se retrouve face à un dilemme difficile à résoudre : s’opposer aux explorations pétrolières norvégiennes au risque de mettre en péril son indépendance énergétique aux alentours de 2040, ou encourager ces explorations mais renoncer à des positions fortes en matière de protection de l’environnement.

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En retard par rapport à l’éolien ou au photovoltaïque, les systèmes capables de produire de l’électricité à partir des énergies de la mer tardent à éclore. Heureusement, une société suédoise est parvenue à faire certifier son système, preuve qu’on approche d’une forme de maturité technologique. 

La société suédoise CorPower vient d’annoncer la certification de son système houlomoteur C4 par l’organisme indépendant DNV, sous la norme DNV-SE-0120 et la dénomination « Certification des convertisseurs et réseaux d’énergie de vague ». Avec cette première mondiale, l’énergie houlomotrice fait un pas dans la catégorie fermée des énergies de la mer considérées comme matures.

Pour rappel, Det Norske Veritas est un organisme indépendant de certification centenaire, spécialisé dans le secteur maritime. Il certifie à la fois les navires, les infrastructures liées à l’exploitation des hydrocarbures, mais également des énergies renouvelables. Dans le cadre du système houlomoteur C4, cette certification est l’aboutissement d’un travail conjoint de 10 ans destiné à rendre la technologie développée par CorPower viable en termes de performances, mais également de résistance structurelle, de fiabilité et de sécurité.

Deux parcs houlomoteurs en cours de développement

Le CorPower C4 est une sorte de bouée de 18 mètres de haut et 9 mètres de diamètre pour 70 tonnes. Ce premier dispositif à échelle commerciale, de 300 kW, a été mis à l’eau en septembre 2023 au large des côtes portugaises. Désormais, CorPower travaille sur ses deux premiers parcs pré-commerciaux, dont les mises en service devraient avoir lieu avant la fin de la décennie.

Le premier projet, appelé Viana Wave, est censé voir le jour au nord du Portugal. Il sera constitué de 30 systèmes houlomoteurs pour une puissance cumulée de 10 MW et pourrait produire 46 GWh par an. Ce projet bénéficie d’une subvention européenne de 40 millions d’euros, via le Fonds pour l’innovation.

Le deuxième projet, nommé Valiant, prendra place dans les Orcades, au nord de l’Écosse. D’une puissance de 5 MW, il devrait être constitué de 14 C4, et pourrait bénéficier d’un contrat de différence (CfD). Il fait également l’objet d’une subvention de 19 millions d’euros, via Euro Horizon Europe.

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Le développement des solutions de production d’électricité décarbonée de faible envergure favorise la création de communautés énergétiques, qui se partagent une électricité produite localement, et à moindre coût. C’est particulièrement vrai avec les micro centrales hydroélectriques. 

Le moulin d’Entraygues, situé sur la commune d’Entraygues-sur-Truyère (Aveyron), produit jusqu’à 1,5 GWh d’électricité verte par an grâce à ses deux turbines Kaplan qui totalisent 800 kW. Mais si les micro centrales hydroélectriques de ce genre sont nombreuses en France, celle-ci se distingue par la manière dont elle distribue son électricité. Grâce à la mise en place d’un marché local, l’électricité produite est proposée en circuit court et à un tarif préférentiel pour les 15 communes situées à proximité directe de la centrale. Rendu accessible aux professionnels comme aux particuliers, ce dispositif permet à ces derniers de faire des économies sur leur facture, tout en favorisant une production d’électricité locale et décarbonée.

D’ailleurs, le moulin d’Entraygues n’est pas le seul à proposer ce type de service. Dans le Haut-Jura, on retrouve un dispositif similaire au Moulin Choudet, sur la commune de Foncine-le-Haut. Ici, ce sont 400 MWh/an qui sont produits par la centrale, et proposés aux professionnels alentours. Depuis janvier 2026, une dizaine d’entreprises a rejoint le dispositif, et bénéficie à la fois d’un tarif plus avantageux, mais également de moins de fluctuations de prix.

Le principe de l’autoconsommation collective

Concrètement, ce type d’initiative est rendu possible grâce au principe de l’autoconsommation collective. Celui-ci permet à plusieurs consommateurs proches de se partager l’électricité produite localement via le réseau public. Ici, c’est Luciole Énergies qui joue le rôle d’organisateur en répartissant l’électricité produite localement entre les différents participants, grâce à une clé de répartition définie à l’avance. Cette clé de répartition est, en quelque sorte, la règle du jeu. Elle définit les différentes priorités en fonction des types de consommateurs.

À l’échelle individuelle, la consommation couverte par le marché local est payée indépendamment du contrat de fourniture d’électricité habituel, et elle est soustraite de la facture mensuelle. Ici, ce mécanisme permet de profiter d’une énergie hydroélectrique localement produite, mais il peut être associé à d’autres moyens de production d’électricité comme le photovoltaïque ou des parcs éoliens terrestres citoyens.

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On commence à connaître l’entreprise française Solar Brother, qui s’est donné pour mission de maximiser l’utilisation de l’énergie solaire au quotidien. Connue pour ses équipements de cuisine solaire, elle avait surpris son monde avec le lancement d’un chauffage solaire plug-and-play en 2023. Quatre ans et 500 installations plus tard, elle présente une nouvelle version améliorée de son système, affichant une puissance totale jusqu’à deux fois supérieure. 

Il y a déjà trois ans, l’entreprise française Solar Brother lançait le SunAéro, un panneau aérothermique capable de préchauffer une partie de logement grâce à l’énergie solaire. D’une puissance de 500 W, ce panneau est capable d’insuffler de l’air préalablement chauffé par le soleil dans le logement grâce à un ventilateur alimenté par un panneau photovoltaïque intégré.

500 installations plus tard, l’entreprise française a décidé de revoir sa copie pour en améliorer les performances. On se retrouve donc avec un panneau 50 % plus puissant, atteignant les 750 W. Désormais, 4 panneaux peuvent être couplés contre 3 auparavant, ce qui porte la puissance totale maximale du système à 3000 W contre 1500 W pour la précédente génération. En plus de cette puissance accrue, le SunAéro 2.0 intègre un système de filtration équipé d’une cassette avec clapet hermétique piloté électroniquement. Cette évolution autorise une meilleure protection contre l’humidité, la poussière et les intrusions en tout genre.

Une conception et une fabrication française

Outre ces évolutions, SunAéro conserve les attributs qui ont participé à sa réussite, à savoir une pose plug-and-play relativement rapide, et une fabrication 100% française. Concernant la pose, des compétences en bricolage sont tout de même requises, puisqu’il faut pouvoir percer la façade de son logement avec un diamètre de 140 mm. Ce perçage permet non seulement de passer la gaine d’aération, mais également le câble du thermostat.

Enfin, la conception a été revue pour faciliter sa production à l’échelle industrielle. Cette nouvelle version sera toujours fabriquée à Carnoules, en France. Au-delà des particuliers, Solar Brother vise également le marché des bâtiments publics, de l’hôtellerie ou des logements collectifs. De la même manière que pour la première génération, le SunAéro 2.0 est actuellement en précommande, avec un prix d’appel fixé à 1400 € pour le panneau de 750 W, un panneau photovoltaïque pour la ventilation, et un thermostat connecté.

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Démarré seulement un mois après l’installation de sa première turbine, le parc éolien offshore Dieppe-Le Tréport est toujours en lice pour une mise en service complète avant la fin de l’année 2026. Il devrait devenir le cinquième parc éolien offshore français de taille commerciale, en rejoignant Saint-Nazaire, Fécamp, Saint-Brieuc et Yeu-Noirmoutier.

Tout s’accélère, au large de Dieppe, pour espérer une mise en service du parc éolien Dieppe-Le Tréport avant la fin de l’année. Le navire spécialisé Vole au vent s’affaire à installer les 62 turbines de 8 MW depuis le 11 juin dernier, et les premières turbines ont déjà commencé à injecter du courant depuis juillet. Pour rendre cette opération possible, RTE a terminé le raccordement du parc en un temps record, avec un début de préparation en janvier 2024 pour une livraison définitive en avril dernier après les derniers essais haute-tension. Entre-temps, la sous-station fabriquée à Saint-Nazaire a été mise en place en juillet 2025.

Le parc éolien de Dieppe-Le Tréport a la particularité d’injecter son électricité en 225 kV sur le réseau électrique français via la centrale nucléaire de Penly. En effet, la sous-station en mer est raccordée au poste électrique de Grande-Sole, où la tension est portée de 225 à 400 kV, avant d’être transportée vers la centrale nucléaire via une ligne souterraine de 400 kV et de 600 mètres de long.

En partie situé dans un parc naturel maritime

Le développement et le déploiement du parc éolien de Dieppe ont fait l’objet d’une attention toute particulière d’un point de vue environnemental, car près d’un tiers de sa superficie se situe dans le périmètre du parc naturel marin des estuaires picards et de la mer d’Opale, et à proximité de plusieurs zones Natura 2000.

En conséquence, le battage des pieux de fondation, une opération générant d’importantes nuisances sonores, a notamment dû être interrompu de février à mai, cette période étant la plus sensible pour des animaux comme le marsouin commun ou le phoque gris. En parallèle, les anodes sacrificielles anticorrosion des fondations métalliques ont dû être remplacées par les anodes à courant imposé, pour éviter le relargage d’éléments métalliques dans le milieu marin. Enfin, c’est peut-être la mesure la plus visible : chaque éolienne a dû être rehaussée de 15 mètres pour réduire le nombre théorique de collisions des oiseaux ou des chauves-souris.

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En pleine électrification de la politique énergétique française, le DPE évolue encore pour favoriser l’électricité par rapport au gaz ou au fioul. Mais si c’est une bonne nouvelle d’un point de vue environnemental, ça l’est beaucoup moins pour les locataires. 

Indispensable pour caractériser les dépenses en chauffage et l’impact environnemental d’un logement, le DPE est loin d’être un outil parfait. L’État tente donc régulièrement de le faire évoluer pour protéger les locataires et faire baisser l’impact environnemental du chauffage en France, sans pour autant léser les propriétaires.

Dernière modification en date, le gouvernement vient de publier au Journal officiel la baisse du coefficient de conversion de l’électricité. À partir du 1ᵉʳ janvier 2027, celui-ci passera de 1,9 à 1,7. Cela signifie qu’on considère désormais qu’il faut 1,7 kWh d’énergie primaire pour produire 1 kWh d’électricité. Cette modification aura pour effet de sortir 300 000 logements du statut de passoire énergétique (logements avec une étiquette F ou G). Il avait déjà baissé en janvier 2026, passant de 2,3 à 1,9.

Une mauvaise nouvelle pour les locataires ?

La modification du DPE intervient pendant que le projet de loi « Relance et décentralisation du logement » est étudié au parlement. Celui-ci prévoit la possibilité de louer un logement classé G sous réserve d’un engagement du propriétaire pour la rénovation du bien. Ces deux nouvelles devraient soulager les propriétaires de biens locatifs et réduire les tensions sur le marché de la location.

Pour autant, il ne s’agit pas d’une bonne nouvelle pour les locataires, car si le chauffage électrique à résistance a un vrai intérêt écologique, en particulier en France, son coût est généralement plus élevé que celui de solutions comme le gaz. De ce fait, des logements anciennement classés F seront désormais classés E, mais la facture du locataire ne changera pas. De plus, ces locataires ne seront plus protégés par le gel des loyers, qui s’applique aux logements classés F ou G.

Cette nouvelle participe à amoindrir la lisibilité du DPE sur le marché de l’achat comme de la location.

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Comme souvent, la Cour des comptes ne mâche pas ses mots, quand elle évoque la pertinence du mécanisme d’effacement de la consommation d’électricité actuellement en place dans l’Hexagone. L’institution indépendante, qui reconnaît l’importance de ce dispositif pour la stabilité du réseau, déplore néanmoins des aides publiques excessives et non justifiées, qui s’élèveraient à 430 millions d’euros depuis 2018. 

430 millions d’euros. Voici ce qu’ont coûté les effacements de consommation d’électricité à l’État entre 2018 et 2025, selon un récent rapport de la Cour des comptes. L’institution dont le rôle est de vérifier que l’argent public est utilisé efficacement et à bon escient s’est penchée sur ce sujet et son constat est sans appel : le mécanisme d’effacement est un outil pertinent pour la sécurité du réseau électrique, mais il bénéficie « d’un soutien public inapproprié ».

Pour comprendre comment l’institution indépendante en est arrivée à cette conclusion, il est nécessaire de revenir quelques années en arrière. Jusqu’au début des années 2000, la France disposait d’environ 6 GW de capacités d’effacement qui étaient pilotées à travers les tarifs réglementés de vente (TRV), via des mécanismes comme l’option Tempo, ou encore les Effacements jours pointe (EJP), qui étaient souscrits notamment par des industriels. Ces derniers étaient incités à réduire leur consommation à certains moments de l’année avec des variations importantes du tarif, parfois jusqu’à sept fois plus élevées qu’en temps normal en cas de tension sur le réseau.

Quinze ans sans mécanisme d’effacement

Ces capacités d’effacement sont très importantes pour le réseau électrique, car elles contribuent à maintenir l’équilibre entre l’offre et la demande. Leur principe est simple : il s’agit, pour certains consommateurs, de baisser ponctuellement et volontairement la consommation d’électricité afin de réduire la tension sur le réseau. Pourtant, entre 2000 et 2016, ces moyens d’effacement ont presque entièrement disparu avec l’ouverture à la concurrence du secteur de la fourniture d’électricité.

L’État a donc décidé de mettre en place un cadre juridique et opérationnel permettant à des opérateurs d’effacements indépendants des fournisseurs d’électricité de déclencher des réductions de consommation, et donc de participer à la stabilité du réseau. Pour encourager ce déploiement et atteindre une capacité d’effacement proche des 6 GW historiques, un soutien financier a été mis en place, prenant notamment la forme « d’une rémunération capacitaire octroyée dans le cadre d’appels d’offres annuels ». Ces rémunérations ont pu varier de 25 000 € à 65 000 €/MW/an, pour un montant cumulé de 430 millions d’euros entre 2018 et 2025.

Intégrer l’effacement aux moyens de flexibilité décarbonés

Selon la Cour des comptes, ce système a montré de nombreuses limites, et en particulier à cause du fait que ces rémunérations prévues dépasseraient significativement les coûts encourus par les lauréats des appels d’offres lors des périodes d’effacement. De plus, la Cour des comptes met en avant le fait qu’il n’existe aucun suivi à jour de la capacité d’effacement nécessaire au réseau électrique, et de la capacité d’effacement effectivement disponible à l’heure actuelle.

Face à cette situation, la Cour des comptes a rédigé plusieurs recommandations, principalement destinées à obtenir un mécanisme d’effacement plus rationnel et spécifiquement adapté aux besoins réels et actuels du réseau électrique français. La recommandation n°1 consiste, par exemple, à « actualiser régulièrement les travaux de modélisation des capacités optimales de flexibilité par technologie et à partir de données précises de coûts et de différents scénarios de mix électrique de production et de consommation ».

Par ailleurs, la Cour des comptes indique que l’effacement de consommation devra être intégré aux objectifs de développement de moyens de flexibilité décarbonés, au même titre que le stockage via les batteries ou les STEP, les moyens de production flexibles et décarbonés, ou encore les interconnexions. D’ailleurs, l’identification précise des besoins en effacement devra être faite conjointement à l’identification des besoins de ces autres flexibilités.

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Pour maintenir une position forte sur la scène internationale, la Russie compte beaucoup sur le nucléaire, une filière qu’elle maitrise de bout en bout, et qu’elle utilise comme outil diplomatique, en plein conflit. Le pays veut installer 30 GW de nouvelles capacités nucléaires. 

Dans une récente réunion consacrée au développement de l’énergie nucléaire, la Russie a clairement affiché ses ambitions en la matière, avec la volonté d’installer 30 GW de nouvelles capacités nucléaires par l’intermédiaire de réacteurs de différentes puissances. Selon le Kremlin, ces 30 GW devraient permettre de compenser les 13 fermetures de réacteurs prévues dans les dix prochaines années, et d’augmenter les capacités de production pour atteindre près de 25 % du mix électrique russe.

Plus concrètement, cette ambition se matérialiserait par la construction de 38 nouveaux réacteurs d’ici 2042, dont 18 d’entre eux seraient déjà en construction. Outre les réacteurs à eau pressurisée VVER-1200 et VVER-600, la Russie mise, comme le reste du monde, sur les petits réacteurs modulaires.

D’ailleurs, la Russie souhaite les déployer jusqu’en Sibérie, notamment pour favoriser le développement des régions reculées et permettre la transformation des importantes ressources naturelles locales.

La filière nucléaire au service de la diplomatie russe

Pour la Russie, le nucléaire permet de renforcer sa souveraineté énergétique grâce à la maîtrise de toutes les étapes de la filière, mais ce n’est pas tout. Son savoir-faire en la matière séduit de nombreux pays, en particulier des pays qui ne veulent pas passer sous giron américain.

Actuellement, Rosatom serait en train de construire 28 réacteurs dans neuf pays différents, dont l’Inde, la Chine, la Hongrie ou encore le Kazakhstan. D’ailleurs, 17 unités supplémentaires auraient été signées dans six pays, en particulier avec le Vietnam. Enfin, Rosatom serait en pleines négociations pour ajouter 50 réacteurs à son carnet de commandes, répartis dans une quinzaine de pays. D’autres pays, comme la Turquie, préfèrent toutefois prendre leurs distances, après avoir privilégié l’atome russe dans un premier temps.

Cette exportation du savoir-faire conforte les positions russes à l’international, et évite au vaste pays de se retrouver trop esseulé face à l’occident. Reste à voir si elle y parviendra.

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Le site du Commissariat à l’énergie atomique de Cadarache (Bouches-du-Rhône) a beau être l’un des piliers de la recherche nucléaire en France, tout n’y est pas rose, en particulier le démantèlement des anciens réacteurs de recherche. Symbole de ce constat : le CEA vient d’être autorisé à démanteler le réacteur graphite-gaz Pégase, mais l’opération pourrait nécessiter… 40 ans.

L’État vient de publier un décret autorisant le CEA à entamer le démantèlement du réacteur de recherche Pégase, ou plus précisément l’installation nucléaire de base (INB) nᵒ 22. Ce décret définit non seulement les étapes de ce démantèlement, mais modifie également le périmètre de l’installation nucléaire pour permettre au CEA d’avoir suffisamment d’espace afin d’entreposer ses équipements ainsi que les déchets produits.

Mis en service en 1964 sur le site de Cadarache, Pégase était un réacteur de recherche permettant de réaliser des essais de combustible pour la filière uranium naturel-graphite-gaz (UNGG). Il est arrêté après 15 ans de service, et l’installation est alors convertie pour entreposer des substances radioactives, en particulier du combustible irradié en piscine.

C’est la charpente métallique de l’installation qui a joué un rôle décisif dans la décision de son démantèlement. Sa bonne tenue au risque sismique ne pouvant être prouvée, elle doit être entièrement démantelée. Le CEA va donc devoir déconstruire l’ensemble de l’installation, qui comprend les zones d’entreposage et de manutention, mais également le bâtiment abritant la salle de contrôle, un bâtiment de traitement des eaux, un autre bâtiment dédié à la ventilation et enfin une tour de refroidissement.

L’État a donné au CEA jusqu’en 2065 pour réaliser l’opération, jusqu’à la dépollution des sols.

Pégase rejoint la liste des sites nucléaires français en cours de démantèlement

Au total, la France compte 36 installations nucléaires de base définitivement arrêtées. Parmi elles, un certain nombre en sont déjà au stade du démantèlement, dont 6 réacteurs graphite-gaz (UNGG) à Bugey, Saint-Laurent et Chinon.

On peut également citer le réacteur à neutrons rapides Superphénix, arrêté en 1997, ou le réacteur à eau lourde de Brennilis, arrêté en 1985. Pour ces réacteurs comme pour le Pégase, le caractère unique de ces installations rend leur démantèlement particulièrement complexe.

En revanche, EDF espère faire de la centrale de Fessenheim une vitrine de son savoir-faire en matière de démantèlement. Signe d’une opération jugée moins complexe, EDF espère terminer ce démantèlement en 2048, soit presque 20 ans avant celui de Pégase.

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Sous l’impulsion du pape François, le Vatican se tourne de manière active vers un avenir décarboné. Son successeur, Leon XIV, vient de valider un projet de centrale solaire de 90 MWc qui devrait aider le Saint-Siège à devenir autonome en électricité. 

Le plus petit État au monde veut s’approcher de l’autonomie énergétique en prévoyant de construire une vaste centrale photovoltaïque de près de 90 MWc. Cette dernière, nécessitant un investissement d’une centaine de millions d’euros, pourrait être mise en service d’ici 2 ans.

Cependant, déployer une telle surface dans l’enceinte du Vatican est tout simplement impossible : la centrale envisagée devrait s’étendre sur 200 hectares, alors que le territoire du Vatican ne compte que 44 hectares. La centrale devrait donc voir le jour à Santa Maria di Galeria, sur un domaine de 450 hectares qui accueille les infrastructures de transmission de Radio Vatican depuis le début des années 1950.

Le Vatican choisit l’agrivoltaïsme

Ce n’est pas la première fois que le Saint-Siège choisit le photovoltaïque. Dès 2008, 2400 panneaux solaires avaient été installés sur la toiture de la salle Paul VI, à l’occasion de la rénovation de ses 5000 mètres carrés de toiture. Depuis, cette centrale solaire fournit 300 MWh d’électricité chaque année.

Pour ce nouveau projet, qui couvrira presque la moitié de la propriété extraterritoriale de Santa Maria di Galeria, le Vatican a choisi l’agrivoltaïsme. Sur le principe, cela permettrait de faire cohabiter agriculture et production d’électricité en générant de l’ombre et donc en protégeant les cultures lors des épisodes de forte chaleur, tout en limitant l’évaporation de l’eau. Selon les premières informations transmises, les panneaux seront équipés d’un système de suivi du soleil.

Dans un premier temps, le site devrait alimenter le centre de Radio Vatican, puis participer à rendre la Cité pontificale autonome en énergie. D’autres bâtiments pourraient bénéficier de cette électricité solaire, comme l’hôpital pédiatrique Bambino Gesu de Rome. En revanche, pour le moment, aucune information n’a été transmise sur la capacité de production annuelle estimée de la centrale ni la présence éventuelle d’un système de stockage, qui permettrait une réelle autonomie.

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Et si les éoliennes flottantes étaient bien plus que de simples moyens de produire de l’électricité décarbonée ? Selon un récent rapport, l’un des plus anciens parcs flottants au monde est devenu un véritable paradis pour la biodiversité sous-marine grâce à l’absence de pêche et à la présence de ces nouveaux récifs artificiels. 

En matière d’éolien flottant, les données manquent parfois concernant l’impact de ces structures sur la biodiversité locale, du fait de la jeunesse de cette technologie. Néanmoins, le parc WindFloat Atlantic, considéré comme le premier parc d’Europe continentale, nous donne quelques éléments de réponse grâce à un suivi réalisé depuis sa mise en service. Il a été mis en service en 2020 et se compose de trois turbines Vestas V164, d’une puissance de 8,4 MW chacune pour une puissance cumulée de 25,2 MW, produisant ainsi l’équivalent de la consommation de 25 000 foyers chaque année.

Après 8 ans de monitoring de la zone, les équipes de WindFloat Atlantic ont pu observer pas moins de 272 espèces sous-marines dans l’emprise du parc situé à 20 kilomètres des côtes de Viana do Castelo au Portugal, où le fond marin se trouve à 100 mètres de profondeur. Outre les dauphins, raies, orques et autres requins, c’est surtout la densité de poissons et de pieuvres qui a été remarquée.

Même au-dessus de la surface, les observations réalisées ont révélé la présence de 33 espèces d’oiseaux et même trois espèces de chauves-souris.

Des flotteurs d’éoliennes qui jouent le rôle de récifs artificiels

Ces résultats prometteurs s’expliquent notamment par le développement de la biodiversité sur les infrastructures immergées. Les flotteurs ont vite été couverts de moules et d’anémones, ce qui a permis la création de tout un écosystème. Les équipes de WindFloat Atlantic ont ainsi pu capturer près de 674 pieuvres et 5000 poissons de 52 espèces sur la zone, soit une densité nettement supérieure à la zone témoin.

Tout n’est pas parfait pour autant, puisque les scientifiques ont également observé la présence de plusieurs espèces invasives, en particulier certaines algues comme le wakame. Si nécessaire, une éradication sera envisagée pour préserver le reste de l’écosystème.

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EDF n’a pas de temps à perdre, s’il veut tenir l’objectif de mise en service fixé à 2038 pour la mise en service de ses EPR2 de Gravelines. L’État vient d’autoriser le début des travaux préparatoires, qui incluent notamment les terrassements et travaux de génie civil. 

EDF peut officiellement commencer les travaux pour les futurs EPR2 de la centrale nucléaire de Gravelines, du moins les travaux préparatoires. Suite à la publication d’un décret le 12 août, EDF a le feu vert pour lancer les travaux préparatoires qui concernent les terrassements, le génie civil et les infrastructures du futur chantier. Ces travaux incluent notamment la relocalisation du terminal ferroviaire du centre nucléaire de production d’électricité de Gravelines, la création du chenal d’amenée ou encore le renforcement des sols.

D’ailleurs, sur ce dernier point, le défi est de taille car la centrale de Gravelines est construite sur un polder, une étendue artificielle gagnée sur la mer. Le site concerné est constitué de couches épaisses de sables et d’argiles qui pourraient se tasser de manière inégale avec le poids des EPR2. Pour résoudre cette situation, EDF a d’abord proposé une première solution pour laquelle l’ASNR a émis des réserves. L’énergéticien français a donc mis au point une nouvelle solution reposant sur des techniques moins novatrices, mais plus éprouvées.

Cette solution repose sur l’enfouissement de 2000 barrettes en béton de 50 mètres de long dans le sol qui devraient permettre d’uniformiser les tassements et d’éviter les tassements différentiels. En parallèle, la première couche de sol serait excavée sur 15 mètres de profondeur pour être remplacée par un remblai soigneusement compacté.

Future plus grande centrale nucléaire au monde ?

Actuellement, la centrale nucléaire de Gravelines est déjà considérée comme la plus grande centrale d’Europe occidentale grâce à ses 6 réacteurs de 900 MWe de puissance. Mais l’ajout des deux EPR2 pourrait lui permettre de prétendre au titre de centrale nucléaire la plus puissante au monde avec environ 8,8 GW de puissance totale.

Pour cela, il faudra tout de même que les 6 réacteurs actuels soient encore en service en 2038-2039, années auxquelles les deux EPR2 pourraient être mis en service. Elle entrerait en concurrence avec la centrale japonaise de Kashiwazaki-Kariwa et ses 7,65 GW ou la centrale de Bruce, au Canada, qui affiche une puissance de 6,3 GW.

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Les océans constituent la plus grande réserve d’uranium au monde, mais son extraction n’a jamais dépassé le stade de l’expérimentation. Jusqu’à aujourd’hui. L’entreprise SuperCritical Materials vient d’obtenir une licence pour industrialiser la production d’uranium marin. 

L’entreprise SuperCritical Materials, basée dans le Texas, entend bien concrétiser les travaux menés depuis plus de 10 ans par le Pacific Northwest National Laboratory (PNNL). En 2018, celui-ci est parvenu à créer cinq grammes de yellow cake en utilisant des fibres acryliques pour l’extraire de l’eau de mer. Depuis ce moment, le processus a été breveté et SuperCritical Materials vient d’obtenir une licence du département américain de l’Énergie, afin de pouvoir extraire l’uranium marin à l’échelle industrielle d’abord aux États-Unis, puis « par la suite dans des pays alliés cherchant à renforcer la sécurité intérieure des combustibles nucléaires ».

D’un point de vue plus technique, le matériau mis au point par le PNNL et utilisé par SuperCritical est décrit comme un adsorbant polymère durable et réutilisable. Ce matériau capte à sa surface l’uranium grâce à des molécules qui sont chimiquement liées aux fibres acryliques. Ce matériau serait peu coûteux, et pourrait être fabriqué à partir de matière recyclée.

Répondre à la demande grandissante en uranium

Pour le moment, aucun calendrier n’a été annoncé pour le déploiement de cette technologie, mais les enjeux sont immenses. Dans un contexte de transition et d’indépendance énergétique, le nucléaire séduit de plus en plus de pays pour produire de l’électricité et de la chaleur décarbonées. L’engouement est tel que les besoins annuels en uranium pourraient passer de moins de 70 000 tonnes actuellement à plus de 140 000 tonnes par an en 2050. Néanmoins, l’extraction de cet uranium est au cœur des enjeux d’indépendance énergétique, notamment à cause de l’emplacement des mines d’uranium.

Avec un potentiel annoncé à 4,5 milliards de tonnes, l’eau de mer pourrait en théorie rendre plus accessible l’uranium. D’ailleurs, cette réserve se régénère en permanence, particulièrement grâce à l’érosion du littoral. À noter qu’on trouve même de l’uranium dans l’eau douce. En 2009, l’IRSN a calculé que la masse d’uranium transitant chaque jour dans le Rhône pouvait être estimée à 80 kg. Reste désormais à savoir si les innovations technologiques permettront d’obtenir cet uranium à un coût raisonnable.

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La part de l’électricité solaire augmente de manière fulgurante à travers le monde, mais cette production est toujours aussi déséquilibrée. Le stockage de l’électricité devient plus important que jamais pour enfin faire baisser la part de l’énergie fossile dans la génération d’électricité nocturne.

Au premier semestre 2026, selon l’institut Ember, les installations photovoltaïques du monde entier ont représenté en moyenne 10 % de la production électrique totale. Ce chiffre, encourageant, témoigne d’une progression constante de l’énergie solaire depuis plusieurs années. Lors du premier semestre 2023, le solaire n’avait représenté que 5,6 % de la production totale. En d’autres termes, la production électrique issue du solaire est passée de 769 térawattheures (TWh) au premier semestre 2023 à 1564 TWh sur la même période en 2026.

Toujours dans les bonnes nouvelles, la production solaire a augmenté 7 fois plus vite que la production totale d’électricité sur les 10 dernières années, ce qui représente une hausse de production de 27 % par an.

Seulement voilà, la production photovoltaïque est très déséquilibrée, et cela commence à poser problème. Ember explique que les panneaux solaires représentent 25 % du mix électrique mondial entre 11h et 14h, mais que ce chiffre tombe à 0 % la nuit. Ce constat est encore plus criant dans les marchés les plus matures en termes de photovoltaïque, où la part du solaire dans le mix électrique avoisine les 20 % de moyenne. C’est le cas du Chili ou de l’Allemagne. Au Chili, à midi, le solaire génère 71 % de l’électricité totale nécessaire, mais tombe à 0 % dès 21 heures. En Allemagne, vers midi, le solaire compte pour 55 % du mix.

Installer des batteries, et vite

De ce fait, la consommation d’énergie fossile pour produire de l’électricité la nuit n’a quasiment pas baissé ces dernières années. Il est donc fondamental de mettre en place des moyens de stockage de l’électricité pour pouvoir utiliser une partie de l’énergie produite en décalé, à des moments où le soleil ne brille plus. En la matière, le Chili et la Bulgarie sont en avance. En 2025, les deux pays ont installé l’équivalent de 75 % de la puissance de leurs nouvelles centrales solaires en capacité de stockage. Ce développement important de leur parc de batteries permet de décaler une partie de leur production solaire entre 19 heures et 23 heures.

D’ailleurs, les batteries de stockage longue durée vont devenir de plus en plus nécessaires, pour permettre d’utiliser la production photovoltaïque, même pendant les jours les plus nuageux, même si souvent, la production éolienne est plus importante par mauvais temps.

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Grâce à d’importantes ressources minières, le Canada compte bien profiter du renouveau du nucléaire en devenant l’un des principaux producteurs d’uranium au monde. Preuve de cette ambition, le pays s’apprête à investir 1,3 milliard d’euros dans une mine qui pourrait produire 20% de la production actuelle mondiale. 

En plein cœur du Canada, dans la province de la Saskatchewan, on trouve des lacs et rivières par milliers, des forêts de bouleaux… Et de l’uranium. Celui-ci se situe dans des couches sédimentaires vieilles de 1,8 milliard d’années, dans une concentration encore jamais vue ailleurs sur Terre. Ici, la teneur en uranium est de 2,34% alors qu’elle ne dépasse pas les 0,1% de moyenne dans le reste des mines connues.

Ce constat a été réalisé par l’entreprise NextGen Energy, il y a une dizaine d’années, à 155 km au nord de la ville de La Loche. Après une décennie de demandes d’autorisations et d’accords avec les communautés locales, l’entreprise a enfin le feu vert pour lancer la construction de la mine d’uranium Rook I, qui devrait être mise en service en 2030 après 4 ans de travaux. Celle-ci devrait permettre la production annuelle de 30 millions de livres d’uranium, soit plus de 13 000 tonnes par an.

Un fournisseur plus stable que ses principaux rivaux

Cette nouvelle mine d’uranium devrait avoir une importance capitale à l’échelle mondiale pour plusieurs raisons. D’abord, avec la recrudescence de projets nucléaires à travers le monde, les besoins en combustible devraient doubler d’ici 2040. D’autre part, de nombreux pays producteurs d’uranium sont considérés comme peu stables, dans un échiquier géopolitique mondial de plus en plus complexe. Pour s’en convaincre, il suffit de voir le destin des mines françaises d’uranium au Niger, après la révolution dans le pays. De la même manière, la Russie et la Chine sont des producteurs importants d’uranium, mais les échanges commerciaux sont parfois tendus. Enfin, si le Kazakhstan couvre presque 40 % de la production mondiale, la proximité du pays avec la Russie interroge, voire inquiète.

À l’inverse, le Canada est considéré comme stable, et parfaitement intégré à l’écosystème occidental. De ce fait, il pourrait devenir à court terme une assurance tout-risques pour le nucléaire français et européen.

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Pourquoi faire compliqué, quand on peut faire simple ? Plutôt que d’installer les panneaux solaires sur des structures métalliques, en respectant une certaine inclinaison pour en améliorer la production, une entreprise a décidé de poser ses panneaux solaires à plat sur le sol. Si cette solution n’est pas idéale en termes de rendement, elle a de nombreux atouts, comme un investissement minimal et une grande densité énergétique. 

Du fait d’une maturité technologique avancée, les parcs éoliens et solaires terrestres sont souvent tous semblables les uns par rapport aux autres. Mais de temps à autres, certaines entreprises tentent de faire bouger les lignes pour en augmenter l’efficacité ou en faire baisser les coûts. C’est exactement l’objectif de la société américaine Erthos, avec sa solution Earth Mount Solar.

Cette dernière travaille depuis plusieurs années sur une solution de parcs photovoltaïques directement posés au sol. Sur le papier, cette idée cumule les avantages comme la réduction des matériaux et de la main-d’œuvre nécessaire, réduisant de fait l’investissement nécessaire.

Cette solution technique a notamment été déployée pour la Northeast surface water treatment de Fresno, une usine de traitement des eaux qui injecte 30 millions de gallons d’eau (113 000 mètres cubes) par jour dans le réseau d’eau potable. La centrale en question affiche une puissance modeste de 1,7 MWc, et est associée à une batterie de 2 MWh qui permet d’optimiser la production solaire. Mise en service en mars 2026, la centrale a atteint 101% de la production attendue avec 862 MWh.

70 % plus dense que la centrale solaire de Cestas

Malgré une faible puissance, la centrale de Fresno illustre tout le potentiel de la solution développée par Erthos. Si les panneaux ne peuvent être inclinés pour en améliorer le rendement, les avantages de cette configuration sont ailleurs. Citons d’abord l’absence de structure métallique qui limite grandement le coût des matières premières.

Ici, en guise de structure, on retrouve des sortes de plots en béton qui délimitent les contours de l’îlot photovoltaïque. Depuis ces plots, une sorte de treillis en câbles métalliques est mis en place et lie tous les panneaux ensemble. Chaque îlot solaire suit la topographie du terrain, et peut accepter une pente jusqu’à 15%.

Du fait de cette architecture, les panneaux ont également la particularité d’être tous bord à bord, ce qui évite les pertes d’espace, et permet d’atteindre un rendement énergétique exceptionnel. À titre d’exemple, Erthos annonce presque 2 MWc de puissance installée par hectare. En comparaison, la centrale de Cestas, d’une puissance de 300 MWc pour 258 hectares, affiche un rendement de 1,16 MWc par hectare. Enfin, concernant l’entretien, Erthos a prévu un robot autonome capable de nettoyer jusqu’à 3,5 MWc de panneaux pendant la nuit, grâce à des brosses en nylon.

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En quelques années, le Brésil s’est imposé comme l’un des principaux pays dans la course aux éoliennes. Fort d’une cinquième place au classement mondial en puissance installée, il continue son ascension avec un nouveau parc terrestre de 280 MW. 

Un nouveau parc éolien terrestre d’un montant de 250 millions d’euros va voir le jour dans le sud du Brésil, non loin de la frontière avec l’Uruguay. Porté par la société norvégienne Statkraft, ce parc de 280 MW sera situé dans le sud du pays, non loin de la frontière avec l’Uruguay. Si sa date de mise en service n’a pas été officiellement annoncée, le projet a déjà bien avancé puisque le début de la construction est prévu pour janvier 2027. Pour l’heure, les détails techniques à son sujet sont peu nombreux, mais l’essentiel n’est pas là. Ce parc est d’une grande importance car il témoigne de la progression fulgurante du Brésil en matière d’éolien.

Le Brésil montre la voie

Situé dans la municipalité de Santa Vitoria do Palmar, dans la région Rio Grande do Sul, le parc va bientôt rejoindre les 35,9 GW d’éoliennes brésiliennes en exploitation à la fin de l’année 2025. Cette capacité installée, presque deux fois supérieure à celle de la France, place le pays à la 5ᵉ place mondiale en termes de capacité. D’ailleurs, la production annuelle du Brésil est passée de 22 TWh en 2015 à 118 TWh en 2025 !

Ce chiffre est loin d’être anodin car le développement éolien est généralement réservé aux plus grandes puissances mondiales. C’est pour cette raison que dans le top 10 des plus grands pays en termes d’éoliennes, on retrouve la Chine, les États-Unis, la France mais aussi l’Allemagne ou l’Inde.

En faisant exception, avec son PIB nominal situé à la 10ᵉ (ou 11ᵉ selon les sources) place mondiale, le Brésil ouvre la voie aux pays émergents en termes de développement d’énergies renouvelables. Dans cette dynamique, on retrouve la Turquie qui a branché 2,1 GW d’éoliennes en 2025, mais aussi le Chili ou le Pérou qui ont augmenté leurs capacités de 24 % et 36 % sur la seule année 2025.

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Aux avant-postes de l’Atlantique, l’Île de Sein fait partie de ces territoires français qui ne profitent pas du mix très peu carboné de l’Hexagone. Pour en limiter la consommation de fuel, une éolienne de 45 mètres de haut va être installée d’ici la fin de l’année, une nouvelle qui ne plaît pas à tout le monde.

Compte tenu de la topographie locale, la future éolienne de l’île de Sein devrait se faire remarquer. Cette éolienne est issue d’un projet lancé il y a près de 10 ans par EDF, le Syndicat départemental d’énergie et d’équipement du Finistère (Sdef) et la commune. Après une décennie de développement et de débats houleux, sa construction se précise enfin avec une installation prévue pour la fin de l’année, pour une mise en service en 2027.

L’éolienne en question, haute de 45 mètres, aura une puissance de 250 kW et devrait injecter 760 MWh du micro-réseau électrique développé sur l’île bretonne.

Décarboner les zones non interconnectées

Cette installation est loin d’être anecdotique. Si la France métropolitaine bénéficie d’un mix électrique particulièrement décarboné notamment grâce au nucléaire, il en va autrement des zones non interconnectées dont fait partie l’île de Sein, avec la Corse (en partie), la Guadeloupe, La Réunion ou encore la Guyane.

Située à seulement 5 miles nautiques (8 km) du continent, l’Île de Sein n’est pourtant pas connectée au reste du réseau national, et elle nécessite 400 000 litres de fioul par an pour répondre à ses besoins énergétiques. EDF a bien mis en place un parc photovoltaïque sur l’île, mais celui-ci ne correspond qu’à 15% du mix énergétique de l’île. Pour l’heure, la majorité de la production électrique insulaire est issue d’une centrale thermique de 860 kW.

Pour réduire son empreinte carbone, l’île travaille en parallèle à réduire et optimiser sa consommation électrique avec le déploiement de compteurs Linky, la réfection complète de l’éclairage public avec un passage aux LED, ainsi qu’une campagne de rénovation thermique de l’habitat ancien. Pour optimiser la production renouvelable locale, des batteries stationnaires sont également prévues.

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Indispensables à la fabrication des aimants permanents, des éoliennes et des smartphones, les terres rares sont d’une importance stratégique capitale. Dans ce contexte, l’Australie prépare une vaste raffinerie dédiée à ces matériaux pour proposer une alternative crédible à la Chine. 

Grâce à une géologie très ancienne et diversifiée, l’Australie possède l’un des sous-sols les plus exceptionnels au monde. Elle compte parmi les plus grandes réserves de minéraux critiques, comme le minerai de fer, le plomb, l’uranium mais également la bauxite, le cuivre ou le lithium.

Forte de ces réserves, elle ambitionne de concurrencer la Chine dans le secteur des terres rares, grâce à la construction d’une vaste raffinerie intégrée, située à Eneabba sur la côte ouest de l’Australie. Cette dernière, portée par l’entreprise Iluka Resources, a fait l’objet d’un prêt d’État d’un montant de 1,2 milliard de dollars. Elle devrait permettre de séparer des oxydes de terres rares légères et lourdes pour créer une chaîne d’approvisionnement pour les aimants permanents.

Les produits visés sont principalement le néodyme et le praséodyme, le dysprosium et le terbium. Ils devraient être obtenus grâce au traitement des sables minéralisés enrichis en oxyde de terre rare. Une fois en service, à l’horizon 2027, l’usine pourra traiter environ 55 000 tonnes de matériaux par an.

Réduire la dépendance occidentale à la Chine

Pour débuter son activité, la raffinerie pourra compter sur un stock d’un million de tonnes de minéraux concentrés constitué par Iluka Resources, qui devrait permettre le fonctionnement de la raffinerie jusqu’en 2035. En parallèle, d’autres sources d’approvisionnement sont prévues grâce à des accords avec des compagnies minières comme Northern Minerals, Lindian Resources ou VHM.

Avec ce projet d’envergure mondiale, l’Australie espère se positionner comme alternative crédible à la Chine. Cette raffinerie entre d’ailleurs en service dans une période où l’occident cherche à réduire sa dépendance à la Chine, y compris au sujet des terres rares. Celles-ci sont, en effet, d’une importance capitale pour l’indépendance énergétique de demain. On les retrouve dans les moteurs électriques, les smartphones, les éoliennes et même dans des équipements militaires comme les radars.

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Le niveau du deuxième plus long fleuve d’Europe ne remonte pas, et la situation énergétique devient compliquée pour de nombreux pays. Pour maintenir son unique centrale nucléaire à flot, la Hongrie vient de couler deux péniches afin d’en maintenir le refroidissement. 

Les niveaux historiquement bas du Danube ne cessent de faire la Une de l’actualité. Outre les vestiges du passé qui refont surface, comme des squelettes de mammouth ou des navire de guerre nazis, c’est l’impact de cette sécheresse sur l’approvisionnement énergétique européen qui fait parler.

Presque trois semaines après le ralentissement des premières centrales nucléaires, la situation est toujours critique. En Hongrie, la seule centrale nucléaire du pays ne fonctionne qu’à 25% de ses capacités, portant atteinte à la sécurité énergétique du pays. Pour éviter le pire, le gouvernement hongrois vient même de prendre la décision de couler deux barges remplies d’eau à proximité directe des prises d’eau de la centrale dans le Danube. Objectif : augmenter de quelques centimètres le niveau de l’eau pour permettre aux pompes de continuer de fonctionner pour refroidir l’unique réacteur encore en service.

Selon Attila Aszódi, professeur en ingénierie nucléaire à l’université de Budapest, la centrale nécessite normalement un débit du fleuve de 100 mètres cubes par seconde pour fonctionner normalement. Mais actuellement, il est trois fois inférieur, engendrant ainsi un niveau historiquement bas.

Des barges pour l’instant, un barrage plus tard

Toujours selon Attila Aszódi, dans une interview pour le média DW News, cette solution n’est que provisoire. Les deux barges ne devraient rester immergées que quelques jours à deux semaines au maximum. En revanche, un projet de barrage serait à l’étude pour sécuriser le niveau à proximité des prises d’eau de la centrale, pour éviter qu’une telle situation ne se reproduise.

À plus long terme, Attila Aszódi explique également que les systèmes de refroidissement des centrales nucléaires devront être adaptées à ce type de situation. Actuellement, dans la centrale de Paks, l’eau prélevée dans le fleuve est l’unique moyen de refroidir les réacteurs. Mais à terme, des systèmes de refroidissement additionnels devraient être installés afin de transférer une partie de la chaleur dégagée par les réacteurs dans l’atmosphère, plutôt qu’exclusivement dans l’eau du Danube.

Aux dernières nouvelles, une remontée de quelques centimètres du niveau du Danube aurait permis, ce matin, le redémarrage du deuxième réacteur de la centrale.

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