Siemens agrandit son usine havraise pour produire des pales d’éoliennes toujours plus grandes et soutenir la relance des appels d’offres éolien.

Des pales de 115 mètres de long pour équiper des éoliennes offshore de 15 mégawatts (MW), c’est bientôt une réalité française. Avant, Siemens Gamesa, c’était du 7-8 MW, désormais, ce sera le double. Au Havre, Siemens Gamesa s’agrandit pour viser toujours plus grand et produire ses modèles de turbines SG14-236 (14 MW) et SG15-236 (15 MW). Lundi 15 juin, le fabricant espagnol a inauguré l’extension de son usine normande après avoir investi 200 millions d’euros. En présence du ministre de l’Industrie Roland Lescure, les nouveaux ateliers dévoilés s’étalent sur plus de 13 000 m² (sur les 80 000 existants) et ont notamment été financés au travers du crédit d’impôt pour l’industrie verte (C3IV).

Les nouvelles pales mesureront l’équivalent de 30 étages d’immeuble, c’est gigantesque. Cela fait 115 mètres de long. La taille de ces giga-ailes marines ne cesse d’augmenter pour améliorer leur rendement et réduire le coût de l’électricité produite. Les turbines de 15 mégawatts (MW) pourront alimenter plusieurs milliers de foyers chacune.

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Remplir le carnet de commandes, l’autre défi

Implantée au Havre depuis 2022, l’usine est devenue l’un des symboles de la réindustrialisation dans l’énergie. Les composants qui y sont fabriqués ont déjà équipé plusieurs parcs français, ceux de Fécamp, Saint-Brieuc ou encore Yeu-Noirmoutier, et continueront avec le gigantesque AO10 dont le cahier des charges vient juste d’être dévoilé. L’industrie est prête, c’est son message, maintenant il faut remplir le carnet de commandes alors qu’un gel des embauches et un plan de charge revu à la baisse ont été annoncés par la direction de Siemens Gamesa aux salariés.

« Rien n’est prévu pour l’instant sur le marché français, il y a une très grande incertitude. « Le savoir-faire, on l’a, il n’y a pas de débat, mais maintenant il faut une accélération sur les carnets de commande français », explique Clément Broudic de la CGT Siemens Gamesa auprès d’ICI Normandie.

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ℹ️ Communication commerciale pour Bluetti

Longtemps identifié comme un fabricant de stations électriques portables pour le camping et les loisirs de plein air, Bluetti affiche désormais une ambition bien plus large : devenir l’opérateur d’un véritable écosystème énergétique domestique, du balcon d’un appartement urbain jusqu’au tableau électrique d’une maison individuelle.

Des batteries pour tous les usages

Bluetti propose une solution énergétique adaptée à chaque profil d’habitat. Pour les locataires et propriétaires d’appartements sans accès à une installation classique, la gamme Balco (Balco 260, Balco 500) et le boîtier Balco Transfer permettent de transformer n’importe quel balcon, terrasse ou façade en mini-centrale solaire, avec une installation en mode « plug & play » ne nécessitant aucune intervention électrique lourde : l’appareil se branche simplement sur une prise standard.

Pour les besoins plus importants, la série EnergyPro (EP) propose du stockage résidentiel pouvant aller jusqu’à plusieurs dizaines de kWh, tandis que les gammes Elite, Apex et Pioneer couvrent les usages portables, du nomadisme urbain au camping en passant par le secours électrique d’urgence. L’ensemble est piloté par une seule application et peut interagir avec des compteurs et prises intelligentes tiers (Shelly, EverHome), ainsi qu’avec des plateformes domotiques comme Amazon Alexa, Google Home ou Home Assistant.

En parallèle, Bluetti propose un système d’optimisation des économies s’appuyant sur une compatibilité avec plus de 800 tarifs d’électricité, notamment dynamiques. Les batteries peuvent donc être automatiquement rechargées aux moments où l’électricité est la moins chère, voire presque gratuite, et déchargées lorsqu’elle est chère.

Le solaire de balcon : Balco Transfer et la gamme Balco

Le Balco Transfer occupe une place particulière dans l’écosystème : ce n’est pas un système de stockage en soi, mais un boîtier onduleur qui se connecte à une station électrique portable Bluetti pour la transformer en système solaire de balcon raccordé au réseau. L’équation est résumée ainsi par la marque : station électrique + Balco Transfer = système solaire de balcon.

Son intérêt repose sur la mutualisation : un même équipement de batterie portable peut servir aussi bien en extérieur (camping, déplacement) qu’à demeure comme moyen de stockage résidentiel, ce qui en fait une option flexible pour les foyers qui possèdent déjà une station Bluetti ou tierce.

Voici la fiche technique du Balco Transfer :

Caractéristique	Balco Transfer
Puissance de sortie AC (on-grid)	800 W
Puissance d’entrée AC	850 W
Entrée AC en bypass	2 300 W
Compatibilité compteur intelligent	Oui (Shelly Pro 3EM, Bluetti Smart Meter, Everhome Eco Tracker IR)
Indice de protection	IP54 / EMC Classe B
Température de fonctionnement	-20 °C à 45 °C
Poids	3,6 à 4,0 kg
Dimensions	271 × 222 × 131,8 mm
Compatibilité stations BLUETTI	AC180, AC200Max, AC200L, Elite100V2, Elite200V2, Elite300, Elite400, Elite320, Apex 300
Compatibilité tierce	Oui, via certification réseau intégrée au boîtier
Mise en réseau multi-unités	Jusqu’à 6 unités via Wi-Fi (BLUETTI Space)

Balco 260 et Balco 500 : la centrale de balcon « tout-en-un »

À la différence du Balco Transfer, les modèles Balco 260 et Balco 500 intègrent leur propre onduleur et leur propre batterie LFP, sans nécessiter de station portable associée. Présentés comme une solution clé en main pour les particuliers souhaitant réduire durablement leur facture, ils annoncent un retour sur investissement réalisable en un peu plus d’un an selon les projections fournies par la marque. L’économie annuelle peut atteindre jusqu’à 1 632 € et même jusqu’à 9 792 € avec six unités couplées.

Voici la fiche technique des Balco 260 et 500 :

Caractéristique	Balco 260	Balco 500
Capacité	2 560 Wh	5 024 Wh
Type de batterie	LFP (LiFePO₄)	LFP (LiFePO₄)
Entrée solaire max.	2 400 W	4 360 W
Nombre de trackers MPPT	4 x 600 W	1
Sortie AC (off-grid + on-grid)	1 200 W	3 680 W
Sortie AC en bypass	2 300 W	–
Contrôle via application	Oui	Oui
Compatibilité compteur intelligent	Oui	Oui
Indice de protection	IP65	IP65
Température de fonctionnement	-20 °C à 55 °C	-20 °C à 55 °C
Extensibilité	Jusqu’à 15 kWh avec 5 batteries BC 260	Non extensible
Poids	~ 28 kg	~ 63 kg
Profil cible	Locataires/propriétaires cherchant déploiement rapide et bon retour sur investissement	Foyers recherchant davantage de puissance avec déploiement rapide

Stockage résidentiel : la gamme EnergyPro pour aller plus loin

Pour les foyers en maison individuelle ou disposant d’un accès à une installation électrique plus complète, BLUETTI propose la série EnergyPro (EP), positionnée comme une solution de stockage « maison entière ». Les configurations présentées vont de quelques kWh à plus de 19 kWh utilisables en associant plusieurs modules de batterie.

Exemples de configurations parmi les solutions EnergyPro :

Configuration	Puissance	Capacité
EnergyPro 6K + AT 1	5 760 W	7 680 Wh
EP760 + 2×B500	7 600 W	9 920 Wh
EP900 + 4×B500	9 000 W	19 840 Wh
EnergyPro 20K + HV800 + 2×B700	20 000 W	14 700 Wh
EnergyPro 13K + 4×EnergyPack 500	13 200 W	19 200 Wh

Ces systèmes s’inscrivent dans la même logique d’ouverture que les gammes de balcon : compatibilité avec les pompes à chaleur compatibles SG Ready (pour les modèles EP2000 et EP760) et intégration avec des plateformes de gestion énergétique domestique (HEMS) telles que Solar Manager ou Enjoyelec.

Stations portables : l’ultra-polyvalence

Les gammes de batteries Elite, Apex et Pioneer constituent le socle historique de Bluetti et restent au cœur de la promesse « maison + extérieur ». Elles peuvent servir de secours électrique domestique, alimenter un usage off-grid ou venir compléter le Balco Transfer comme source de stockage pour la solution de balcon. Le Pioneer Na se distingue notamment par l’usage d’une batterie sodium-ion plutôt que lithium, présentée comme une première mondiale pour ce type de produit et conçue pour mieux résister aux températures extrêmement basses — un argument que la marque met en avant pour les usages hivernaux.

Voici les modèles proposés et leurs caractéristiques :

Série	Modèles	Puissance	Capacité
Elite	Elite 10	200 W	128 Wh
Elite	Elite 30 V2	600 W	288 Wh
Elite	Elite 100 V2	1 800 W	1 024 Wh
Elite	Elite 200 V2	2 600 W	2 073,6 Wh
Elite	Elite 300	2 400 W	3 014,4 Wh
Elite	Elite 400	2 600 W	3 840 Wh
Pioneer	Pioneer 50 (AC60)	600 W	403 Wh
Pioneer	Pioneer Na (sodium-ion)	1 500 W	900 Wh
Pioneer	Pioneer MD (AC180T)	1 800 W	1 433 Wh
Pioneer	Pioneer 150 (AC240)	2 400 W	1 536 Wh
Apex	Apex 300 (seul)	3 840 W	2 764,8 Wh
Apex	Apex 300 + 6 x B300K	3 840 W	19 353,6 Wh
Apex	Apex 300 + 6 x B500K	3 840 W	33 484,8 Wh

Un écosystème totalement modulaire

Le fil rouge de cette stratégie « maison entière » est l’interopérabilité. Plutôt que d’imposer un écosystème fermé, Bluetti mise sur la compatibilité avec des compteurs et prises intelligentes tiers (Shelly, EverHome), sur l’intégration aux plateformes domotiques grand public, et sur un partenariat avec Enjoyelec pour affiner la gestion énergétique pilotée par IA (AI-EMS), qui ajuste les flux de charge et de décharge selon les tarifs dynamiques et les prévisions de production solaire.

Cette logique se retrouve jusque dans le Balco Transfer, conçu pour fonctionner avec des stations électriques tierces et non uniquement avec celles de la marque. Un choix qui tranche avec les systèmes de balcon traditionnels, généralement vendus en bloc fermé batterie + micro-onduleur. Cette stratégie de couverture totale, du balcon locatif à la maison individuelle équipée d’une pompe à chaleur en passant par le van, permet à Bluetti de s’imposer face à la concurrence, dont les produits sont souvent moins polyvalents.

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Avec la hausse constante du prix de l’énergie, chaque degré perdu dans un logement pèse un peu plus lourd sur la facture. Pourtant, de nombreux foyers français souffrent de déperditions thermiques sans forcément le savoir.

Le problème peut venir de fenêtres mal isolées, de portes qui laissent passer l’air, de coffres de volets non traités ou de la toiture. Quoi qu’il en soit, il existe des solutions assez simples et accessibles pour améliorer l’isolation thermique de la maison sans entreprendre de gros travaux.

Installer des volets roulants sur mesure

Il s’avère que 15% des déperditions de chaleur dans une maison mal isolée proviennent des fenêtres. Lorsque les températures baissent, le vitrage en particulier refroidit et favorise les échanges d’air entre l’extérieur et l’intérieur. La bonne nouvelle est que vous pouvez installer des volets roulants pour réduire les déperditions thermiques sans toucher à la structure de votre logement. L’idéal est de commander des volets sur mesure qui épousent parfaitement vos fenêtres.

À noter que lorsque vous fermez un volet roulant, il forme une sorte de barrière supplémentaire entre la vitre de la fenêtre et l’extérieur. L’air reste alors prisonnier dans cet espace, bloquant ainsi le passage du froid. Ce petit coussin d’air joue le rôle d’un isolant naturel. En clair, les volets roulants sur mesure aident à garder la chaleur à l’intérieur lorsqu’ils sont fermés. C’est d’autant plus avantageux durant les nuits d’hiver et les journées grises où le soleil se fait rare.

Les volets roulants en aluminium et en PVC sont particulièrement efficaces pour réduire les déperditions de chaleur dans une maison. De plus, leur pose peut être réalisée sans de lourds travaux alors qu’ils améliorent l’isolation thermique rapidement et durablement. Selon vos besoins et préférences, vous avez le choix entre différents types de volets roulants sur mesure, motorisés ou à commande manuelle. Certains modèles intègrent même une moustiquaire pour apporter un confort optimal.

Renforcer l’étanchéité des ouvertures

Saviez-vous que les infiltrations d’air sont responsables de près de 20% des déperditions thermiques dans un foyer ? Les ouvertures laissent entrer de l’air froid par petites touches sans que l’on s’en rende compte. Or, ces micro-courants d’air successifs finissent par refroidir l’intérieur du logement. La solution est donc de renforcer l’étanchéité de ces ouvertures. Ici encore, il n’est pas question de lancer un gros chantier, il suffit de :

• Remplacer les joints usés autour des fenêtres et des portes.
• Installer un bas de porte pour bloquer les entrées d’air.
• Poser des films isolants sur les vitrages pour limiter les échanges thermiques.
• Utiliser des rideaux thermiques épais pour renforcer la barrière contre le froid.

Si vous associez ces solutions avec l’installation de volets roulants sur mesure, vous constaterez une nette amélioration du confort intérieur. En bonus, vous dépendrez moins du chauffage, ce qui réduira votre facture d’énergie. Toutefois, il est important d’effectuer un diagnostic pour identifier les véritables sources des fuites de chaleur. C’est l’unique moyen de savoir quelles solutions mettre en œuvre.

Mieux gérer le système de chauffage

Une partie des pertes de chaleur est liée à la manière dont la chaleur est produite et diffusée. Pour éviter une surconsommation énergétique sans sacrifier le confort, il convient d’adapter la gestion du chauffage à vos besoins.

La première chose à faire est de régler le thermostat pièce par pièce, mais aussi selon les moments de la journée. Les espaces de vie peuvent être maintenus autour de 19°C, et les chambres entre 16 et 17°C. Les pièces peu occupées, quant à elles, peuvent être chauffées à une température encore plus basse. Pour plus de praticité, optez pour un thermostat programmable pour ajuster automatiquement la température selon les heures de présence. Cela évite de chauffer inutilement le logement lorsque personne ne s’y trouve.

En outre, il est conseillé de dégager les radiateurs, car les meubles et les rideaux placés devant les émetteurs de chaleur empêchent une bonne diffusion de l’air chaud. Fermez également les portes des pièces peu utilisées pour concentrer la chaleur dans celles qui sont occupées.

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Malgré de nombreuses turbulences, les énergies renouvelables continuent leur progression dans le pays de l’Oncle Sam. Une nouvelle encourageante pour les États-Unis, et pour le reste du monde. 

En novembre 2024, la réélection de Donald Trump a jeté un froid sur l’ensemble du secteur renouvelable américain et même mondial. Il faut dire que le président américain n’a pas caché son hostilité, en particulier envers les éoliennes. Néanmoins, 2 ans plus tard, force est de constater que l’essor des énergies renouvelables outre-atlantique ne fait que progresser.

Le dernier rapport de la US Energy Information Administration (EIA) en est la parfaite illustration. Ce rapport trimestriel, considérant les 3 premiers mois de 2026, a constaté une forte hausse de la quantité d’électricité produite par les énergies renouvelables. Le rapport indique une augmentation de 11,1 % par rapport au même trimestre de 2025.

En parallèle, la production électrique des centrales au charbon a chuté de 11,4 %, tandis que celle du gaz naturel et du nucléaire ont respectivement augmenté de seulement 1,1 % et 0,9 %. En suivant cette tendance, et en prenant en compte les 57 GW d’énergie renouvelable qui devraient être ajoutés aux capacités totales sur l’année 2026, l’EIA a estimé que la capacité renouvelable dépassera celle du gaz naturel d’ici 2027.

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Une progression majoritairement solaire

À y regarder de plus près, cette hausse n’est pas uniforme, et principalement d’origine solaire. L’EIA révèle ainsi que la production d’électricité solaire, par rapport au premier trimestre 2025, a augmenté de 23,9 %. L’hydroélectricité a augmenté de 21,9 % et l’énergie solaire à petite échelle (moins de 1 MW installé) a augmenté de 11,9 %. En revanche, la hausse de production du secteur éolien peine à dépasser les 2 %.

Ces chiffres révèlent que les efforts de Trump pour déstabiliser le secteur éolien ont malheureusement porté leurs fruits. Rappelons que récemment, TotalEnergies a accepté de renoncer à la construction de 2 parcs éoliens offshore moyennant un accord financier de 928 millions de dollars. Cette somme correspond à ce que TotalEnergies avait versé, en 2022, pour obtenir les deux concessions situées au large de New York et de la Caroline du Nord. Sept États démocrates viennent d’attaquer en justice cet accord financier, estimant qu’il repose sur un dispositif illégal.

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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.

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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.

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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.

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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.

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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.

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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.

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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.

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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.

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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.

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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).

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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.

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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.

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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.

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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.

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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.

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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.

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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.

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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.

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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).

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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.

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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.

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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.

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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

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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.

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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.

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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.

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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.

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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.

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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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