Alors que la France traverse un épisode caniculaire intense, RTE affirme que l’approvisionnement en électricité reste garanti. La consommation devrait rester sous contrôle malgré l’utilisation accrue de la climatisation.

Le thermomètre dépasse les 40 °C sur une large partie de l’hexagone, et l’on pourrait être tenté de penser que le réseau électrique en souffre. Pourtant, à l’exception de quelques points chauds très localisés sur le réseau de distribution d’électricité (Enedis), aucune perturbation n’est constatée. Le gestionnaire du réseau de transport, RTE, veut rassurer sur la situation, dans un communiqué publié le 22 juin.

« Sur la base des éléments connus à date, il n’existe pas d’inquiétude en matière de disponibilité de l’offre en électricité pour l’été à venir. Le niveau de production est suffisant et le système électrique apparaît largement en mesure de faire face aux besoins d’électricité même en cas d’épisodes intenses de canicule et de sécheresse », indique RTE.

Une petite pointe de consommation liée aux climatiseurs

Une pointe de consommation à 57 GW devrait bien être enregistrée lundi 22 juin à 19h, mais elle restera en dessous du record estival de 60 GW constaté le 1ᵉʳ juillet 2025. L’impact de la chaleur sur la demande électrique reste limité : chaque degré supplémentaire fait grimper la consommation de 0,7 à 1 GW selon l’heure, soit trois fois moins qu’un degré de moins en hiver.

La climatisation a néanmoins pesé sur le réseau avec une hausse de 10 GW dimanche 21 juin et une prévision de 12 GW supplémentaires aujourd’hui par rapport à une période normale. Malgré cela, le parc électrique français disposerait des ressources nécessaires pour assurer la continuité de l’approvisionnement cet été, même si les températures restent élevées de manière durable. RTE n’appelle donc pas les Français à modérer leur consommation.

Une consommation maîtrisée malgré la canicule

La thermosensibilité du réseau électrique, liée à l’usage des climatiseurs en été, se révèle bien moins marquée qu’en hiver où le chauffage électrique fait exploser les besoins. Notre réseau électrique étant dimensionné pour supporter les froids intenses, les vagues de chaleur ont un impact logiquement moindre sur celui-ci.

Entre dimanche et lundi, l’écart de consommation lié à la climatisation aura progressé de 2 GW. Ces 12 GW supplémentaires représentent l’équivalent de la production de douze réacteurs nucléaires de taille moyenne, mais le parc de production français dispose des marges nécessaires pour absorber ce surplus estival.

RTE présentera prochainement un bilan complet du premier semestre 2026 avec des données détaillées sur la production, la consommation et les échanges d’électricité. Ce document apportera également des perspectives plus précises pour les mois d’été à venir, d’après le gestionnaire du réseau.

L’article Malgré la canicule, le réseau électrique français ne sourcille pas selon RTE est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

C’est une prise de parole rare en faveur des prix négatifs qui explosent actuellement. Thomas Veyrenc, un des pontes du gestionnaire du réseau électrique RTE, exprime auprès de l’AFP les bénéfices des prix négatifs pour le consommateur et le plan d’électrification à venir. Ils seraient le signe d’une électricité décarbonée, abondante et peu chère.

« On a complètement changé de monde », selon Thomas Veyrenc, directeur général économie, stratégie et finances de RTE. Les prix négatifs sont devenus de plus en plus fréquents à mesure que la part d’électricité décarbonée augmente.

Les prix négatifs apparaissent lorsque l’offre dépasse la demande. Dans ce cas, certains producteurs peuvent être amenés à payer pour injecter leur électricité sur le réseau. C’est le cas lors des journées très ensoleillées ou venteuses et que la consommation est basse (jour férié, le midi…).
En 2026, il y en a eu plus que les années précédentes et ils sont arrivés plus tôt. « Ça, c’est atypique, c’est nouveau », souligne-t-il, et c’est expliqué en partie par la bonne production nucléaire et photovoltaïque.

« Ce qui nous intéresse, c’est le volume de prix négatifs », explique Thomas Veyrenc à l’AFP. Et tant qu’ils sont contenus, fait surprenant, cela peut même devenir avantageux.

Une bonne situation pour démarrer l’électrification

En tirant les prix de marché vers le bas, c’est « un bouclier pour le consommateur » qui se crée car le réseau est excédentaire. La situation n’a rien à voir avec une crise des prix hauts.

Et pour Thomas Veyrenc, cette abondance peut être une opportunité : « Au moment où vous engagez un effort d’électrification, être en situation d’abondance, ça a quand même beaucoup de vertus ». Alors que la France cherche à décarboner ses transports, son chauffage et son industrie, et qu’un plan d’électrification est presque prêt, disposer d’une électricité abondante n’est pas sans déplaire aux entreprises électrifiant les usages.

L’article Prix négatifs de l’électricité : finalement, ils seraient bénéfiques selon le gestionnaire du réseau est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Faute de mieux, les carburants durables constituent le meilleur espoir de décarbonation du secteur aérien. Pour que la France joue son rôle en la matière, quatre entreprises vont construire une usine capable de produire 160 000 tonnes par an de carburant synthétique à Dunkerque. 

Les carburants d’aviation durables, aussi appelés SAF (sustainable aviation fuels), se sont très vite imposés comme la seule véritable solution pour décarboner le plus rapidement possible le secteur de l’aviation. Pour le moment, aucune innovation technologique n’a permis d’imaginer un futur proche dicté par une aviation électrique ou à hydrogène.

Progressivement, les usines de kérosène « vert » se multiplient et l’une d’entre elles devrait voir le jour sur le port de Dunkerque. Les entreprises Airbus, Safran, Tereos et Technip Énergies viennent d’annoncer la création d’une coentreprise appelée Rebound, qui devrait aboutir à la construction d’une usine capable de produire 160 000 tonnes de SAF par an.

Cette création intervient dans un contexte dicté par les directives européennes. La réglementation ReFuelEU Aviation a fixé l’objectif d’utilisation de 6% de SAF dans l’ensemble du kérosène utilisé d’ici 2030, et 70% de SAF utilisé dans l’ensemble du kérosène en 2050. Pour mener à bien le projet, chacun devrait apporter sa pierre à l’édifice. Alors que Safran et Airbus apportent leur connaissance du secteur de l’aérospatial en tant que partenaires industriels, Technip Énergies devrait prendre en charge le développement technique du projet et l’ensemble de l’ingénierie. Enfin, Tereos, grand groupe sucrier et leader européen de la production d’éthanol, devrait fournir et sécuriser l’approvisionnement en éthanol du site.

Du carburant d’aviation durable, sous certaines conditions

Pour produire du carburant sans pétrole, l’entreprise Rebound compte s’appuyer sur la technologie « Alcohol-to-Jet ». Cette dernière est considérée comme l’une des méthodes les plus pragmatiques pour produire des hydrocarbures artificiels compatibles avec les installations, les équipements et les moteurs des avions actuels.

Elle consiste à transformer un alcool, en l’occurrence de l’éthanol avancé obtenu à partir de résidus agricoles et forestiers, pour obtenir un hydrocarbure synthétique. Cette transformation nécessite de nombreuses étapes : déshydratation, oligomérisation, hydrogénation puis fractionnement.

Néanmoins, qui dit carburant de synthèse ne veut pas nécessairement dire carburant durable. Les équipes de Rebound vont devoir travailler sur l’ensemble de la chaîne d’approvisionnement de l’usine pour obtenir un éthanol au bilan carbone le plus bas possible. Sans cette étape indispensable, le SAF obtenu pourrait afficher un bilan carbone peu avantageux en comparaison à son homologue fossile.

L’article Ces 4 géants français s’associent pour produire du e-kérosène est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Comme chaque été, mais cette fois bien plus tôt, la chaleur pousse certains réacteurs à réduire leur production en conséquence de leur « source froide » qui se réchauffe. Les rejets dans les fleuves sont strictement encadrés sur la température.

EDF indique à l’AFP surveiller l’impact des températures sur son parc nucléaire. Des baisses temporaires de production sont mises en place, souvent sur les sites refroidis par l’eau d’un fleuve, notamment le Rhône (Bugey, Cruas, Saint-Alban, Tricastin), la Loire (Saint-Laurent, Civaux, Dampierre, Belleville, Chinon) ou la Garonne (Golfech). Si elles représentent seulement 0,3 % de la production depuis 2000, ces baisses/arrêts de production pourraient grimper à 1,4 % à l’horizon 2035 et 1,5 % en 2050.

En période de canicule, la hausse de la température de l’eau ou la baisse des débits peut conduire à des limitations de rejets thermiques afin de préserver les écosystèmes aquatiques et de respecter la réglementation.

Un plan d’adaptation est en préparation

EDF tient à préciser que ces ajustements sont anticipés et encadrés et qu’ils n’impactent que marginalement la disponibilité globale du parc. L’énergéticien national a annoncé investir 8,7 milliards d’euros sur quinze ans pour adapter son parc aux effets du réchauffement climatique. Il étudie plusieurs solutions comme l’amélioration du refroidissement des rejets ou la modernisation des circuits. D’après ses projections, la Cour des comptes anticipe des indisponibilités multipliées par trois ou quatre d’ici 2050 si aucune adaptation supplémentaire n’est mise en œuvre.

Une des possibilités de mal-adaptation pour faire face à la vague de chaleur actuelle est de refroidir l’eau ayant déjà servi à refroidir les réacteurs nucléaires. Un circuit secondaire d’eau trop chaude pour être rejetée dans le fleuve et dont la température serait davantage abaissée dans un second temps est à l’étude, révèle l’Opinion.

L’article Face aux canicules, EDF réfléchit à refroidir davantage l’eau rejetée par ses centrales nucléaires est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Le parti d’extrême droite n’a pas dit son dernier mot concernant le moratoire sur les énergies renouvelables. Révélé par le média Greenunivers, le RN préparerait une nouvelle proposition de loi à faire passer avant la présidentielle.

Le Rassemblement national (RN) relance son moratoire sur les ENR. Selon le média Greeunivers, les députés RN finalisent une nouvelle proposition de loi (PPL) visant à instaurer un moratoire sur l’éolien et le photovoltaïque en métropole continentale. Le texte prévoit l’interdiction des nouveaux soutiens publics. Les grands projets solaires et éoliens, entre autres, n’étant pas rentables sans appel d’offres de la Commission de régulation de l’énergie (CRE), cela reviendrait purement et simplement à stopper leur développement.

Selon le journaliste Paul Messad, cette proposition de loi s’inscrit dans un objectif plus large de faire baisser le prix de l’électricité autour de 50-60 euros le mégawattheure (€/MWh) avec la création d’un « prix national régulé de l’électricité », la modification de l’ordre de mérite du marché (qui fixe le prix sur la dernière centrale appelée) et la baisse de la fiscalité sur l’électricité, notamment.

Et ce moratoire ne s’appliquerait pas uniquement aux nouveaux projets. Un réexamen des contrats de soutien existants ainsi qu’une suppression du mécanisme de capacité seraient envisagés selon les sources de Greenunivers.

Continuer de mettre la pression jusqu’à la présidentielle

Les députés Maxime Amblard et Jean-Philippe Tanguy portent cette PPL, les mêmes qui étaient omniprésents lors de la PPL Gremillet, texte législatif derrière la PPE. En 2025 justement, un amendement similaire avait été adopté lors de l’examen de la proposition de loi Gremillet à l’Assemblée nationale et avait fait trembler toute la filière.

À un an de la présidentielle, l’attaque n’attend pas. C’est peut-être pour cela que l’AO 10, ce gigantesque appel d’offres éolien, est censé dévoiler ses résultats juste avant la présidentielle.

L’article Moratoire éolien et solaire : le RN remet la pression à un an de la présidentielle est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Le gouvernement a publié le cahier des charges de l’appel d’offres éolien en mer numéro 10 (AO10) avec 10 gigawatts (GW) mis en concurrence sur onze projets répartis sur l’ensemble des façades maritimes françaises. C’est le plus gros appel d’offres jamais lancé.

Les candidats ont jusqu’au 12 octobre pour déposer leurs offres auprès de la Commission de régulation de l’énergie (CRE). 10 GW, soit l’équivalent de la puissance de huit réacteurs nucléaires. Les lauréats seront dévoilés en février 2027, juste avant la présidentielle. L’AO10 et son cahier des charges montrent quelles zones seront privilégiées avec les puissances associées. La cartographie des zones prioritaires est la suivante : la Manche est la façade la plus importante, la Bretagne et la Méditerranée suivent sur l’éolien flottant.

La Méditerranée se concentre sur l’éolien flottant

La façade Manche Est – mer du Nord récupérera 4 GW avec trois extensions du futur parc de Fécamp Grand Large, chacune représentant 1,35 GW. Ils partageront leur raccordement pour diminuer les Capex. Sur la façade sud-atlantique, l’État remet également à l’AO le projet Oléron 1, un parc posé de 1,2 GW au large de la Charente-Maritime. En Bretagne, deux projets d’éolien flottant arriveront : Bretagne Nord-Ouest (1,2 GW) au large du Finistère et Bretagne Sud 2 (500 MW) au sud de la région.

La façade Méditerranée aura 3 GW. Le projet narbonnais Sud Hérault 2 avec 500 mégawatts (MW), Golfe de Fos 2 et Golfe du Lion Centre entre trois parcs pour 2,2 GW. Cette zone est un concentré d’éoliennes flottantes. Au total sur toutes les façades, l’appel d’offres se répartit quasiment également entre éolien posé (5,25 GW) et éolien flottant (4,9 GW).

Le pari d’une électricité à 100 €/MWh

Au-delà des volumes impressionnants, c’est le mécanisme de rémunération qui changera la stratégie des développeurs. Un objectif de prix moyen pondéré inférieur à 100 euros par mégawattheure (€/MWh) pour l’ensemble des projets attribués : concrètement, ce seuil ne s’appliquera pas parc par parc mais sur la moyenne des offres retenues.

Si cette moyenne dépasse 100 €/MWh, l’État pourra choisir de ne pas attribuer certains projets, sauf pour les extensions de Fécamp Grand Large, privilégiées car leur abandon engendrerait des coûts échoués de raccordement particulièrement élevés.

La CRE doute car, même si ce tarif n’est « pas a priori sous-dimensionné », elle met en garde contre l’inflation déjà subie par les développeurs et s’interroge sur le choix d’un prix moyen pondéré à l’échelle de l’appel d’offres plutôt qu’un plafond individuel par projet.

L’article 10 GW d’éolien en mer : voici l’appel d’offres géant lancé par la France est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Il va maintenant falloir assumer cette décision. La Commission européenne a annoncé le financement de nouveaux onduleurs chinois pour des projets photovoltaïques. Cette décision, bien que positive en matière de cybersécurité, devrait peser lourd sur le déploiement de nouvelles capacités solaires en Europe à court et moyen terme. 

Le mois dernier, la Commission européenne a tranché : elle ne financera plus d’onduleurs solaires fabriqués en Chine. Cette décision intervient dans un contexte géopolitique mondial de plus en plus tendu, dans lequel l’Union européenne cherche à retrouver une souveraineté globale et à limiter ses dépendances, en particulier dans le domaine de l’énergie.

Or, les onduleurs chinois connectés à internet posent question. Considérés comme « à haut risque », ils pourraient être utilisés pour perturber le réseau électrique européen et provoquer des pannes de courant d’importance nationale. Certains pays n’ont d’ailleurs pas attendu la Commission européenne pour prendre des mesures. La Lituanie a récemment déclaré ne plus vouloir d’onduleurs chinois. Désormais, tous ses projets auront recours à du matériel fabriqué dans l’Union européenne ou aux États-Unis.

L’impact de la Chine est immense sur le déploiement de l’énergie photovoltaïque dans l’Union européenne. Sur les dernières années, environ 70 % des onduleurs installés ont été fabriqués par Huawei ou Sungrow.

Cybersécurité ou objectifs carbone, il faut choisir

Néanmoins, cette décision n’est pas sans conséquence et pourrait avoir un impact direct sur la vitesse de déploiement de nouvelles capacités photovoltaïques. Selon Reuters, la décision de l’UE pourrait affecter 20 % des nouvelles capacités solaires, soit au moins 14 GW de puissance potentielle chaque année. Pour l’heure, les alternatives européennes sont 20 % à 40 % plus chères, ce qui devrait entâcher la rentabilité de projets solaires déjà difficiles à rentabiliser.

D’ailleurs, si l’Europe veut gagner en indépendance en matière de photovoltaïque, la création d’une filière 100% européenne se montre d’une grande complexité. Il suffit de voir le destin de Carbon, la gigafactory française qui devrait naître à Fos-sur-Mer.

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GRDF en fait-il trop pour vanter les avantages du biométhane ? Le gestionnaire de réseau de gaz a récemment été dans le viseur de la CRE pour cause de communication trompeuse. Ce constat de la CRE arrive à un moment où la filière du gaz est en difficulté, peinant à trouver sa place dans une transition énergétique de plus en plus portée sur l’électricité. 

C’est un constat en forme de rappel à l’ordre. La Commission de régulation de l’énergie (CRE) vient de publier son rapport sur « le respect des codes de bonne conduite et l’indépendance des gestionnaires de réseaux d’électricité et de gaz naturel » sur la période 2023-2025. Ce rapport se compose de plusieurs audits réalisés auprès des différents gestionnaires de réseaux, qui sont destinés à vérifier que chaque gestionnaire respecte le périmètre de sa mission.

La CRE évoque un niveau de conformité élevé, mais dévoile tout de même quelques irrégularités, en particulier en matière de communication. La commission a constaté, dans le domaine du gaz, que certaines actions de communication dépassent le périmètre de mission des gestionnaires de réseaux, et ne respectent pas toujours l’indépendance entre les activités de production et de fourniture du gaz. Par exemple, GRDF a communiqué sur des modes de production du biométhane à plusieurs reprises avec, par exemple, la mise en avant d’inaugurations de méthaniseurs.

D’autre part, des campagnes publicitaires menées par GRDF sont exclusivement axées sur le gaz vert, et ont pu engendrer une confusion entre gaz fossile et gaz vert, en omettant le fait que le gaz vert ne représentait que 3,2% du gaz consommé en 2024. Selon la CRE, cette confusion s’apparente à la promotion du gaz fossile ou de ses usages.

La filière gaz, grande perdante de l’électrification des usages

Ces rappels arrivent dans une période compliquée pour la filière gaz, et en particulier pour la filière du biométhane. Si GRDF multiplie les campagnes de communication autour du biométhane, c’est parce que le gestionnaire de réseau croit dans un mix gazier 100 % renouvelable d’ici 2050. Le gestionnaire met ainsi en avant des technologies de production comme la méthanisation ou la pyrogazéification.

Néanmoins, le gouvernement semble avoir choisi la voie de l’électrification pour décarboner le pays, plutôt que le gaz vert. D’ailleurs, si le biogaz constitue l’une des solutions pour la décarbonation du mix énergétique, il a l’inconvénient de reposer sur le vivant. De ce fait, sa production ne peut pas être augmentée de manière infinie, sous peine de déstabiliser durablement les productions agricoles et les réserves forestières.

L’article Pour avoir fait la promotion du gaz « vert », GRDF remis à sa place est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Voilà enfin une avancée concrète en matière de petit réacteur nucléaire modulaire (SMR). Une startup américaine privée est parvenue à atteindre la criticité pour son prototype de micro-réacteur. Désormais, elle doit faire valider son design auprès de la Commission américaine de régulation du nucléaire (NRC) pour espérer une commercialisation d’ici septembre 2028.

Il aura fallu moins de 12 mois aux équipes de la startup Antares pour passer du concept à la criticité. Le prototype Mark-0, essentiel au développement des micro-réacteurs nucléaires commerciaux de la startup, vient d’atteindre la criticité dans le laboratoire Idaho National Laboratory (INL). Cela signifie qu’il est en mesure de produire sa propre énergie en continu grâce à une réaction de fission auto-entretenue.

Un refroidissement au sodium

Contrairement à la plupart des réacteurs nucléaires actuels, la technologie de refroidissement choisie par Antares n’est pas à eau pressurisée. Ici, ce sont des caloducs au sodium qui sont utilisés pour refroidir passivement le réacteur. Cette technologie a l’avantage d’avoir un circuit de refroidissement fonctionnant à la pression atmosphérique, ce qui permet d’éviter les risques de surpression et d’explosion de vapeur (cf. Tchernobyl).

En contrepartie, une attention toute particulière doit être portée à la gestion du sodium. Ce dernier s’enflamme au contact de l’air, et réagit violemment avec l’eau. Son utilisation a engendré plusieurs incidents nucléaires, comme en 1995, dans la centrale japonaise de Monju. Peu de temps avant, une explosion due au sodium a également eu lieu dans des locaux proches du réacteur de recherche français Rapsodie. L’événement avait entraîné la mort d’un technicien.

Antares fait la course en tête

Antarès vise le déploiement du R1, un petit réacteur nucléaire d’une puissance comprise entre 100 kWe et 1 MWe, d’ici 2028. Capable de fonctionner plus de 6 ans sans rechargement, ce réacteur se destine principalement à alimenter les installations militaires.

Pour les États-Unis, le développement des SMR constitue un enjeu stratégique majeur. De ce fait, le Department of Energy (DOE) a lancé en août dernier le Reactor Pilot Program, un programme d’accompagnement de 11 projets de type SMR avec l’objectif d’atteindre la criticité pour plusieurs d’entre eux avant le 4 juillet 2026. Si Antares a gagné cette première étape, il lui reste maintenant à faire homologuer sa technologie par la Commission américaine de régulation du nucléaire (NRC). Pour l’heure, seule la startup NuScale a réussi à faire valider son design de SMR.

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EDF n’aura bientôt plus d’éoliennes ni de panneaux solaires en Amérique du Nord ! L’électricien français serait en discussion avancée avec une compagnie américaine pour le rachat des 6,1 GW de capacités renouvelables actuellement en service outre-Atlantique. Cette cession pourrait rapporter 4 milliards d’euros à EDF. 

Chez EDF, on cherche à faire des économies à tout prix. Si les résultats sont globalement bons, l’électricien français accuse toujours une dette de 50 milliards d’euros, et fait face à une montagne d’investissements pour permettre l’électrification de la France. En fin d’année dernière, Bernard Fontana, PDG d’EDF, a donné le ton en annonçant une série de mesures destinées à assainir la situation financière du groupe pour lui redonner une dynamique financière positive. Parmi ces séries de mesure, l’une d’entre elles a fait parler : celle de prioriser la France, le nucléaire et l’hydroélectricité.

C’est donc en toute logique que le groupe a lancé, il y a quelques mois, le projet Lafayette. Objectif : céder l’intégralité du portefeuille éolien et photovoltaïque d’EDF en Amérique du Nord. Représentant 35 % de tout le portefeuille solaire et éolien d’EDF (à fin 2024), il englobe 6,1 GW d’installations en service et 19,2 GW de projets en développement répartis entre le Canada, le Mexique et les États-Unis.

L’heureux gagnant pourrait bien être LS Power, une compagnie américaine d’électricité qui est entrée en discussions avancées avec EDF. Si rien n’est encore signé, des rumeurs évoquent un accord annoncé d’ici la semaine prochaine. L’opération pourrait avoisiner les 4 milliards d’euros.

Financer les futurs EPR2

Si on est bien loin des 73 milliards d’euros évoqués pour la construction des 6 nouveaux EPR2, ces 4 milliards d’euros pourraient permettre à EDF d’envoyer un message fort concernant l’assainissement de ses comptes. D’ailleurs, en février, Bernard Fontana indiquait que les transferts d’actifs et cessions envisagés représentaient une enveloppe de 20 milliards d’euros.

Dans tous les cas, EDF va devoir trouver des sources de financement pour les presque 500 milliards d’euros de besoins d’investissement évoqués par la Cour des Comptes à l’horizon 2040. Parmi ces solutions de financement, EDF pourra notamment compter sur le Livret A des français.

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Quoi de plus logique que l’un des bâtiments les plus écologiques de France pour une école d’ingénieur à la pointe de la technologie ? L’ESIEA vient d’inaugurer son tout nouveau campus vanté à tout point de vue. Au programme : du chauffage assuré par le data center, des panneaux solaires, une isolation en fibre de bois et même une serre en toiture. 

Pour son nouveau campus implanté sur le site de l’ancienne cité Gagarine, à Ivry-sur-Seine, l’école d’ingénieurs ESIEA a vu les choses en grand, et surtout en vert. Le site, composé de deux bâtiments pour un total de 16 000 mètres carrés, a été entièrement pensé pour afficher un impact environnemental le plus faible possible. Capable d’accueillir 2000 étudiants, il a en grande partie été construit à partir de matériaux biosourcés, en valorisant notamment les vestiges de l’ancienne cité sous forme de granulats. Du béton bas carbone a également été utilisé tandis que l’isolation a été réalisée en fibre de bois.

Mais c’est d’un point de vue énergétique que la conception du bâtiment impressionne le plus. Le chauffage est assuré à la fois par le data center de l’école, et par une serre de 400 m² située en toiture. En complément, le site est raccordé au réseau de chauffage urbain de la Ville de Paris, qui fonctionne avec 76 % d’énergies renouvelables. Ces spécificités permettent de limiter les besoins en électricité, qui sont assurés par un total de 280 mètres carrés de panneaux photovoltaïques. L’ensemble est complété par un réservoir d’eau de 260 m³.

Un campus doublement labellisé

Grâce à son éco-conception, le campus a reçu deux labels : HQE et E+C-. Le premier, signifiant Haute Qualité Environnementale, témoigne d’une prise en compte globale de la qualité de construction en atteignant des objectifs en matière de consommation, mais également de durabilité et de confort. Il prend en compte de nombreux critères comme l’intégration du bâtiment dans son environnement, le choix des matériaux, la phase chantier, le confort thermique et acoustique ou encore la qualité de l’air des espaces intérieurs.

Le label E+C-, ou Énergie positive et réduction carbone, a été lancé par l’État en 2016, et évalue à la fois la performance énergétique du bâtiment, et ses émissions de gaz à effet de serre durant toute sa durée de vie. Cette partie repose ainsi sur une analyse du cycle de vie (ACV).

Gestion des ressources et recherche appliquée

Le nouveau campus de l’ESIEA souligne la direction prise par l’école d’ingénieurs en matière de recherche et d’enseignement. Les nouvelles installations, et en particulier le fablab, devraient permettre aux étudiants de développer des projets autour du recyclage des déchets plastiques et aluminium. La serre et des bassins d’hydroponie ont été créés dans le but d’associer technologies numériques et agriculture urbaine. Même une miellerie équipée de ruches connectées devrait compléter cet écosystème.

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Les barrages, les centrales nucléaires, tout l’outil de production, de transport et de distribution d’électricité est affecté par le changement climatique. EDF annonce une enveloppe de 8,7 milliards d’euros dans l’adaptation.

Les évènements extrêmes inquiètent EDF au point de l’inciter à sortir le porte-monnaie. L’énergéticien national a présenté début juin un plan d’adaptation de 8,7 milliards d’euros sur quinze ans. Soit 600 millions d’euros par an, quatre fois plus que le montant annuel dépensé aujourd’hui (150 millions). L’objectif est d’adapter les centrales nucléaires, entre autres moyens de production, aux vagues de chaleur inéluctables, aux faibles débits des cours d’eau et aux normes de rejets de chaleur dans les cours d’eau naturels.

Aujourd’hui, EDF est parfois limité dans sa production nucléaire en été à cause des hautes températures ou des faibles débits des cours d’eau. EDF étudie la généralisation de dispositifs de refroidissement de l’eau rejetée, déjà testés notamment à Civaux.

890 millions d’euros perdus en vingt ans

Selon la Cour des comptes, les pertes de production pour causes environnementales ont coûté 890 millions d’euros à EDF entre 2001 et 2023 et ont concerné 0,3 % de la production annuelle du parc. Ces indisponibilités pourraient être multipliées par trois ou quatre d’ici 2050, 1,4 % de la production à horizon 2035 si EDF ne met pas les bouchées doubles sur son adaptation.

RTE prévoit aussi 20 milliards d’euros pour que 80 % de son réseau électrique soit résilient aux fortes chaleurs et aux inondations ou submersions en 2040. Pour la Direction générale des entreprises, la quasi-totalité des acteurs stratégiques de l’énergie et du transport ont désormais engagé cette démarche.

Des points de PIB s’envolent avec le changement climatique

Fin 2024, 23 entreprises du portefeuille de l’Agence des participations de l’État, représentant 91 % de son chiffre d’affaires, avaient terminé leur étude de vulnérabilité climatique, soit une progression de 22 % en un an. Dans le même temps, 15 d’entre elles avaient déjà soumis leur stratégie d’adaptation à leurs instances de gouvernance (+13 % sur un an).

« Sans relèvement ambitieux des politiques climatiques actuelles, l’impact du changement climatique sur l’activité pourrait s’élever à [– 11 points de PIB en France en 2050]. Il apparaît donc nécessaire de renforcer les actions de réduction des émissions de gaz à effet de serre et d’accélérer les initiatives d’adaptation au changement climatique », assure la direction générale des entreprises.

L’article EDF va dépenser près de 9 milliards d’euros pour s’adapter au réchauffement climatique est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Les coûts d’utilisation des réseaux électriques français vont augmenter cet été, annonce la Commission de régulation de l’énergie (CRE). Notamment parce que l’année a été très chaude. On vous explique pourquoi ce phénomène surprenant nécessite d’augmenter le portefeuille d’Enedis et de RTE, à travers la hausse d’une taxe : le TURPE.

Dans une délibération publiée le 8 juin, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) propose une hausse de 3,04 % du Tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE) haute tension A et basse tension (HTA-BT), exploité par Enedis, et de 3,34 % du TURPE haute tension B (HTB), de RTE. Toujours selon la CRE, elles devraient entraîner une hausse d’environ 1 % toutes taxes comprises des tarifs réglementés de vente de l’électricité (TRVE), toutes choses égales par ailleurs.

Une partie de cette augmentation s’explique par un écart entre les recettes attendues et celles effectivement perçues par les gestionnaires de réseau en 2025. Et c’est là que la chaleur a joué son rôle. Une année plus chaude que prévu, moins de chauffage électrique, moins de consommation d’électricité et donc moins de volume acheminé. La facture comportant un tiers de taxes, un tiers lié au prix de l’électricité et un tiers de TURPE, ce dernier a automatiquement baissé.

Enedis et RTE ont encaissé moins que ce qui avait été anticipé lors de la construction tarifaire. La CRE compense donc ce décalage dans leur futur budget. Mais la chaleur ne suffit pas à expliquer, à elle seule, la baisse de TURPE collecté

Un réseau plus délicat à équilibrer

RTE et Enedis doivent, certes, apporter les électrons des centrales jusqu’à chez nous, les consommateurs. Mais RTE doit aussi, en permanence, veiller à ce que la consommation soit égale à la production pour ne pas dépasser les limites du réseau. Comme une canalisation dans laquelle coule de l’eau. Sinon, il y a congestion. Et cela a un prix.

Elles ont été plus fréquentes et coûteuses qu’anticipé. Les écarts de prix entre la France et ses voisins européens ont en effet entraîné des flux transfrontaliers importants, parfois supérieurs à ce que certaines portions du réseau pouvaient absorber dans des conditions normales. RTE a notamment dû gérer des tensions hautes provenant des renouvelables et de la baisse ponctuelle de la consommation dans certaines zones.

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L’augmentation du nombre de panneaux solaires chez les particuliers donne du travail supplémentaire au Médiateur de l’énergie. Dans un récent rapport, celui-ci révèle que le nombre de saisines en lien avec le photovoltaïque ne cesse d’augmenter, au détriment des nouveaux producteurs d’électricité. 

Entre baisse du prix des panneaux solaires et coûts élevés de l’électricité, toutes les raisons sont désormais bonnes pour installer des panneaux photovoltaïques en autoconsommation à la maison. Selon Enedis, la France compterait près d’un million d’installations photovoltaïques chez des particuliers, dont 800 000 sont en autoconsommation.

Problème : le rachat du surplus d’électricité produite fait fréquemment l’objet de litiges, selon le Médiateur de l’Énergie. Ce dernier a constaté une multiplication par six du nombre de saisines liées au photovoltaïque entre 2022 et 2025.

Des retards qui entraînent un manque à gagner pour le propriétaire

C’est en partie vrai pour les contrats avec obligation d’achat souscrits auprès d’EDF OA. Ce dernier a fait l’objet de 91 saisines portant sur la mise en place de ces contrats d’obligation d’achat. Les litiges concernent principalement des retards de mise en service, souvent pour des raisons administratives. Il peut s’agir de problèmes liés à la demande de Consuel, ou tout simplement de dossiers de raccordement incomplets. Bien souvent, c’est l’installateur qui est en cause, mais la responsabilité d’EDF OA est parfois engagée. C’est d’autant plus important que ces retards entraînent systématiquement un manque à gagner par rapport à la production solaire.

Mais EDF est loin d’être le principal acteur de ces saisines. En effet, plusieurs fournisseurs d’électricité alternatifs se proposent de racheter le surplus d’électricité non autoconsommée pour permettre aux producteurs d’électricité solaire de réduire leur facture. Mais le Médiateur de l’énergie a relevé de nombreuses saisines au sujet de ces contrats.

Deuxième carton rouge d’affilée pour JPME

Au cœur du problème, on retrouve surtout le fournisseur d’électricité JPME, qui concentre la grande majorité des critiques. Historiquement connu pour des défauts et des retards de paiement, le fournisseur n’a pas su remonter la pente, bien au contraire. Déjà épinglé par le Médiateur de l’Énergie avec ses 190 saisines reçues en 2024, JPME a fait encore pire avec un total de 580 saisines recevables sur l’année 2025.

La situation est telle que JPME a perdu son agrément, c’est-à-dire qu’il ne peut plus établir de contrat avec de nouveaux clients. Ses clients actuels, s’ils le souhaitent, basculent automatiquement vers EDF ou une entreprise locale de distribution.

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Quinze ans après la catastrophe de Fukushima, l’ancienne troisième puissance nucléaire mondiale prend elle aussi le nouveau train du nucléaire et veut que l’atome produise 20% de son électricité dès 2040. Pour cela, elle aura besoin de construire de nombreux nouveaux réacteurs. 

Le Japon semble enfin prêt à réellement relancer son programme nucléaire. Après avoir autorisé, en février 2023, le prolongement de la durée de vie de certains réacteurs de 40 à 60 ans, le gouvernement a franchi une nouvelle étape en février 2025 avec la publication de son 7ᵉ plan énergétique. Ce dernier stipule que la part du nucléaire dans le mix électrique devrait passer de 8,5% à 20%.

Néanmoins, en l’état, le parc nucléaire japonais ferait face à un déficit de capacité de production à l’horizon 2040. Le ministère de l’Économie, du Commerce et de l’Industrie vient donc de proposer la construction de 2 à 5 nouveaux réacteurs d’ici 2040, puis d’atteindre 14 nouveaux réacteurs d’ici 2050 pour répondre à l’objectif de production visé. Construire ces 14 nouveaux réacteurs, pour une puissance cumulée proche de 16 GW, prend également en compte la hausse des besoins énergétiques associés à l’électrification et à la multiplication des centres de données.

Remonter la pente de l’après-Fukushima

Cette nouvelle est hautement symbolique. En 2011, le Japon comptait 54 réacteurs nucléaires, qui participaient au mix électrique du pays à hauteur de 30%. Mais la catastrophe de Fukushima a bouleversé en profondeur le programme nucléaire japonais, puisque 14 mois après la catastrophe, plus aucun réacteur n’était en fonctionnement. Depuis, le pays redémarre ses réacteurs au compte-gouttes. À l’heure actuelle, il ne compte plus que 33 réacteurs opérationnels, dont 15 ont déjà été remis en service. D’ailleurs, la centrale de Kashiwazaki-Kariwa, considérée comme la plus grande du monde, a officiellement été relancée cette année avec le redémarrage du réacteur n°6 en janvier.

Avec ces objectifs chiffrés en matière de construction de réacteurs, le Japon semble vouloir définitivement tourner la page du traumatisme Fukushima, et faire du nucléaire un atout pour la décarbonation. Actuellement, le Japon est le 5ᵉ plus gros émetteur de CO₂ au monde.

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Un nouveau tour de vis budgétaire visant notamment MaPrimeRénov’ a été révélé par le média Contexte. Le gouvernement a décidé fin mai de « surgels » de crédits attribués à l’organisme de financement de la rénovation énergétique.

Des surgels et autres mots du langage budgétaire pour annoncer des coupes dans les programmes de l’État pour la transition écologique. Le programme « urbanisme, territoires et amélioration de l’habitat » en fait les frais, lui qui finance notamment MaPrimeRénov’. Il est frappé par un surgel de 284 millions d’euros en autorisations d’engagement et de 134,5 millions d’euros en crédits de paiement.

Même le budget de la sûreté nucléaire est raboté

Le Fonds vert, fléché vers les projets des collectivités, perd de son côté 162,5 millions d’euros en autorisations d’engagement et 53,9 millions d’euros en crédits de paiement. Le programme « Service public de l’énergie » voit son budget baisser de 30 millions d’euros et la « Sûreté nucléaire et radioprotection » perd 1,6 million d’euros.

Mais que veulent dire ces mots abstraits ? Un « gel » consiste à mettre en réserve une partie des crédits votés afin de limiter les dépenses de l’État. Un « surgel » correspond à une réserve supplémentaire. Quant à la colonne « dégel à venir » figurant dans les documents transmis aux parlementaires, elle comprend les crédits destinés à être annulés définitivement après une étape technique de dégel.

MaPrimeRénov’, symbole des atermoiements

Ce n’est franchement pas une bonne nouvelle pour MaPrimeRénov’. Elle est le symptôme visible des politiques qui n’ont pas de continuité. Une fois dépassée par l’engouement qu’elle suscite, cible politique ou ajustement budgétaire, elle n’a fait que subir les changements de volonté de l’exécutif. Depuis deux ans, le dispositif navigue à vue, créant une instabilité dénoncée par les professionnels de la rénovation énergétique et les ménages.

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Chez Révolution Energétique, notre mission depuis 2018 est de rendre la transition énergétique accessible à toutes et à tous. C’est dans cet esprit que nous avons développé un outil en ligne, entièrement gratuit et facile à utiliser, pour vous aider à répondre à une question que se posent de nombreux propriétaires de panneaux solaires (ou pas) : une batterie de stockage est-elle vraiment rentable pour moi ?

Notre équipe a travaillé plusieurs mois pour vous proposer un simulateur de rentabilité de batterie domestique, disponible librement sur notre site. En quelques clics, il vous permet d’estimer le retour sur investissement d’un système de stockage résidentiel adapté à votre situation, sans avoir besoin de connaissances techniques particulières.

Il suffit de renseigner quelques paramètres : votre consommation électrique annuelle, la puissance de votre installation photovoltaïque (si vous en avez une), le prix de l’électricité auquel vous êtes abonné, et la capacité de la batterie que vous envisagez. Le simulateur fait le reste, en calculant les économies potentielles et le temps nécessaire pour amortir votre investissement. Par ailleurs, notre simulateur est capable d’interroger l’outil PVGis, ce qui permet d’estimer immédiatement et automatiquement votre production solaire selon votre emplacement et la puissance de votre centrale.

Découvrez notre simulateur de rentabilité de batterie domestique 🔋

Pourquoi la batterie domestique devient un sujet majeur ?

Longtemps, les particuliers équipés de panneaux solaires avaient intérêt à revendre leur surplus d’électricité au réseau. Mais avec la baisse progressive des tarifs de rachat, la donne a changé. Aujourd’hui, pour de nombreux foyers, autoconsommer un maximum de l’énergie produite est devenu plus avantageux que d’en injecter une grande partie sur le réseau.

C’est là qu’intervient la batterie de stockage. En accumulant l’électricité produite dans la journée, elle permet, si elle est correctement dimensionnée, de couvrir les besoins du soir et de la nuit sans puiser dans le réseau. Une logique séduisante sur le papier mais qui mérite d’être chiffrée rigoureusement avant de franchir le pas, car l’investissement reste conséquent : d’un millier à plusieurs dizaines de milliers d’euros selon les technologies et les capacités choisies.

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Ce que notre simulateur prend en compte

La rentabilité d’une batterie ne dépend pas d’un seul facteur, mais d’une combinaison de variables propres à chaque foyer. Notre outil intègre notamment, dans sa version simplifiée :

➡️ La consommation annuelle : la quantité d’électricité que vous utilisez conditionne étroitement le besoin de stockage de la batterie.

➡️ La présence d’une centrale solaire et ses caractéristiques : il est nettement plus facile d’amortir une batterie lorsqu’elle est rechargée à partir de panneaux photovoltaïques, qui produisent de l’électricité « gratuite ».

➡️ La configuration de batteries souhaitée : selon son prix d’achat, d’installation, sa chimie et sa capacité de stockage, le seuil de rentabilité varie sensiblement. La durée de vie également, certaines chimies étant plus durables que d’autres.

➡️ Le tarif de votre abonnement d’électricité : pour déterminer si le kilowattheure est moins cher sur le réseau ou via une batterie résidentielle.

Un mode « complet » vous permet d’affiner l’ensemble des paramètres, par exemple en renseignant la puissance maximale de sortie de la batterie. Nous vous recommandons de l’utiliser pour obtenir un résultat plus fidèle à la réalité.

Notre simulateur de rentabilité de batterie domestique est appelé à évoluer. N’hésitez pas à nous envoyer vos retours en commentant cet article ou via notre formulaire de contact.

Bonnes simulations !

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Un an après sa mise en service officielle, le premier parc éolien flottant de France dresse un premier bilan. Les trois éoliennes situées au large de l’embouchure du Rhône revendiquent de belles performances, notamment un facteur de charge inédit en France.

Il préfigure le déploiement à grande échelle de parcs éoliens flottants sur les côtes méditerranéennes françaises. Le petit parc pilote Provence Grand Large (PGL), développé par EDF Power Solutions (ex-EDF Renouvelables), souffle sa première bougie. Mises en service commercial en juin 2025, les trois éoliennes Siemens Gamesa de 8,4 mégawatts (MW) ont produit pas moins de 94 000 mégawattheures (MWh) sur l’année écoulée selon l’énergéticien.

Situées à 17 km au large de l’embouchure du Rhône, elles sont placées à un endroit idéal pour capter les vents puissants et fréquents du mistral. Ce qui explique certainement son facteur de charge annoncé à 45 % selon EDF (42,6 % selon nos calculs). Une performance « parfaitement en ligne avec les objectifs que nous nous sommes fixés », d’après Pierre-Emmanuel Guillot, le directeur stratégie d’exploitation éolien en mer chez EDF Power Solutions.

L’éolien flottant, plus performant que l’éolien posé

Pour information, le facteur de charge désigne la proportion d’électricité réellement produite par une centrale par rapport à celle qui aurait été produite si cette dernière tournait à 100 % de puissance 100 % du temps.

Dans l’éolien en mer, ce facteur de charge s’établit généralement autour de 38 % avec de grandes variations selon les parcs. Le record européen étant détenu par le parc flottant Hywind Scotland, qui affichait 54 % en 2022. Sur terre, les éoliennes dépassent rarement 25 % de facteur de charge. Unique parc éolien flottant de France, Provence Grand Large devance les fermes éoliennes marines dites « posées », sur les côtes atlantiques de l’hexagone. Celle de Saint-Nazaire a réalisé 37 % en 2025 et celle de Saint-Brieuc 35 % en 2024. Il semble donc s’ériger comme le site éolien le plus performant du pays.

Un signal encourageant pour les 1500 MW d’éolien flottant qui doivent s’installer au cours de la prochaine décennie dans le golfe du Lion.

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C’est l’un des monuments de l’histoire électrique française, et il est toujours capable de produire l’équivalent de la consommation de 41 000 habitants. Le barrage d’Éguzon vient de franchir la barre symbolique des 100 ans d’activité. Malgré un premier siècle mouvementé, il devrait participer activement à l’électrification de la France. 

C’est un anniversaire qui ne se rate pas. Le barrage d’Éguzon, situé dans l’Indre, vient de fêter ce week-end le centenaire de son inauguration. Construit à partir de 1917, le barrage devait d’abord mesurer 35 mètres de haut. Mais après de nombreuses modifications de projet, il a fini par atteindre la cote définitive de 61 mètres de hauteur à partir des fondations. Le barrage a donné naissance au lac de Chambon, retenue d’une superficie de 3,17 km² et d’un volume de 57 millions de mètres cubes.

Équipé de 6 turbines Francis de 12 MW, il affiche une puissance totale effective de 70,6 MW. On est loin des 1800 MW du barrage de Grand’Maison, mais au moment de son inauguration, il est considéré comme le plus puissant barrage d’Europe et alimente la ville de Paris en électricité. Régulièrement rénové et remis à niveau par les équipes d’EDF, il a reçu en 2019 une turbine supplémentaire destinée à maintenir le débit minimal de la rivière Creuse, sur laquelle il est implanté.

Avec ses 100 ans de service, le barrage d’Éguzon fait parti des doyens du parc hydroélectrique français. Néanmoins, il ne s’agit pas du plus vieux barrage encore en activité. On peut par exemple citer le vénérable barrage de Rochebut, situé sur le Cher. D’une modeste puissance de 16,8 MW, il a été mis en service en 1909.

Une histoire mouvementée

Du fait de sa puissance, le barrage d’Éguzon a joué un rôle stratégique majeur durant la seconde guerre mondiale. Situé en zone libre, il a très vite été occupé par les allemands, notamment pour alimenter des usines travaillant pour l’Allemagne.

Du fait de cette importance stratégique, les Alliés envisagent rapidement de le faire sauter. Les Résistants s’y opposent pour conserver l’outil de production, mais également pour éviter la destruction des communes situées en aval du barrage. À partir de ce moment, de nombreuses actions sont menées pour perturber la distribution d’électricité du barrage. L’intensité des sabotages culmine en mars 1944, quand une petite équipe de Résistants, comprenant notamment un Résistant de 16 ans, parvient à détruire 28 pylônes lors de la même opération. Finalement, le barrage est libéré en aout 1944 sans combats, ce qui permet sa remise rapide en exploitation.

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Symbole de modernité dans les années 1960, la copropriété Parly 2 veut rester dans l’ère du temps en mettant en service une centrale géothermique capable de couvrir la consommation de 10 000 habitants, soit 70 % de ses besoins !

Il aura fallu 10 ans pour faire de la géothermie une réalité dans la plus grande copropriété d’Europe. Située à Chesnay-Rocquencourt dans les Yvelines, la copropriété de Parly 2 vient de mettre en service une toute nouvelle installation de géothermie destinée à couvrir 70 % des besoins en chauffage et en eau chaude sanitaire de ses quelque 7500 appartements.

Logements, bâtiments publics et hôpital branchés à la géothermie

La chaleur produite n’alimentera pas que les habitations, puisque la ville du Chesnay-Rocquencourt, qui a accompagné la mise en œuvre de la centrale géothermique, va acheter de l’énergie thermique à la copropriété pour alimenter certains de ses bâtiments comme l’hôtel de ville, la piscine ou encore l’hôpital Mignot.

Le complément de chauffage, environ 30 % de la consommation annuelle, est toutefois assuré par une chaufferie à gaz fossile. Selon le syndicat de la copropriété, l’arrivée de la géothermie ne devrait pas jouer sur le confort de chauffage des logements, mais devrait contribuer à la stabilisation des charges. De plus, la géothermie devrait avoir un impact favorable sur les diagnostics de performance énergétique et avoir un rôle positif sur la valorisation du patrimoine.

Une infrastructure privée d’une ampleur inédite

L’installation consiste en deux puits de 1500 mètres de profondeur qui viennent récupérer la chaleur du Dogger, une nappe d’eau naturellement chaude, située entre 1500 et 2000 mètres de profondeur. Le premier puits, dit de « production », permet de puiser l’eau chaude tandis que le second, dit de « réinjection », permet de rendre à la nappe toute l’eau puisée.

L’ensemble devrait produire environ 71 GWh de chaleur, ensuite distribuée à travers les 20 km d’un réseau de chaleur entièrement privé. Cela représente la consommation d’une ville de 10 000 habitants. La centrale, qui a nécessité un investissement de 35 millions d’euros, devrait éviter l’émission de 18 500 tonnes de CO₂ par an.

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