Les années noires semblent définitivement terminées, pour l’éolien européen. Les principaux fabricants du Vieux Continent enregistrent des résultats financiers positifs, notamment grâce à une augmentation constante des commandes. Malgré les nombreux signaux positifs, la Chine reste hors d’atteinte et devrait continuer de dominer le marché éolien comme elle l’a fait pour le photovoltaïque. 

Après plusieurs années de disette, les principaux fabricants éoliens européens sortent enfin la tête de l’eau. Pour s’en convaincre, il suffit de jeter un œil aux résultats financiers de Vestas au premier semestre 2026. L’entreprise enregistre un second trimestre exceptionnel avec un chiffre d’affaires en hausse de 26% par rapport à l’année dernière, et surtout un bénéfice net de 285 millions d’euros contre 34 millions d’euros en 2025 sur la même période. La suite s’annonce tout aussi positive grâce à une hausse des commandes enregistrées de l’ordre de 61%. Cette situation plus que positive a valu une envolée de l’action Vestas en bourse de l’ordre de 20%.

De son côté, Siemens Gamesa est dans le vert pour la première fois depuis 4 ans. L’entreprise a réussi à remonter la pente de manière spectaculaire, après une année 2023 catastrophique. À l’époque, des comportements vibratoires inhabituels avaient été relevés sur un grand nombre d’éoliennes, conduisant à des suspicions de défauts sur 30% des 108 GW de turbines fabriquées. Au bord de la faillite, l’entreprise avait bénéficié d’une aide de 15 milliards d’euros de la part du gouvernement allemand pour tenir le cap. Pour finir, même Nordex a dépassé ses prévisions de chiffre d’affaires, et multiplie les prises de commande.

Demande forte et anticipation des aléas

Entre 2022 et 2024, le secteur de l’éolien avait été touché de plein fouet par la hausse du coût des matières premières, et d’importantes perturbations logistiques. Dans la continuité de ces difficultés techniques, les attaques frontales de Donald Trump depuis 2024 ont plongé le secteur dans un climat d’incertitudes sur les projets éoliens à l’échelle mondiale. Durant ces années de tourmente, les fabricants d’éoliennes ont vu leur marge se réduire drastiquement. Mais depuis, les industriels ont appris à s’adapter en ne privilégiant plus le volume à tout prix. Surtout, la demande électrique ne cesse d’augmenter et l’éolien reste un élément stratégique de la production décarbonée. En 2025, l’Europe a installé 19 GW, et mise sur 151 GW de capacité de production supplémentaire entre 2026 et 2030.

La Chine a pris le pouvoir

Si la meilleure santé financière des fabricants européens est une bonne nouvelle, la période 2022 – 2025 a permis aux entreprises chinoises de prendre une avance sans doute impossible à rattraper. Comme pour le photovoltaïque, la Chine domine désormais largement le marché mondial, portée par un marché domestique colossal.

En 2025, les cinq plus grandes entreprises mondiales en termes de volumes étaient chinoises, avec notamment Envision, Windey, Mingyang. À la première place, on retrouve Goldwing qui a fabriqué 29 GW d’éoliennes, soit 17% du marché mondial.

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C’est une première en France : 13 réacteurs sont arrêtés ou ralentis en simultané pour des raisons environnementales. Outre la sécheresse et les fortes chaleurs, plusieurs tonnes de méduses ont bloqué le système de refroidissement de la centrale de Gravelines.

Malgré un discours qui se veut rassurant, EDF vit un été plutôt mouvementé. Entre sécheresse et fortes chaleurs, le parc nucléaire est mis à rude épreuve. La situation est telle qu’un nouveau record vient d’être battu avec 20,4% de la puissance nucléaire totale en indisponibilité pour des raisons environnementales. Le pic d’indisponibilité a eu lieu mardi 12 août dans la matinée. On comptait alors 8 réacteurs totalement arrêtés, et 5 réacteurs fonctionnant à une puissance limitée. Autrement dit, le fonctionnement de 13 réacteurs a été impacté en simultané pour des raisons environnementales. Le précédent record avait été établi un peu plus tôt dans l’année, pendant la nuit du 14 au 15 juillet.

Cette situation est en grande partie dûe aux fortes chaleurs, et aux contraintes environnementales qui encadrent l’utilisation et les rejets d’eau dans les rivières françaises. La baisse des débits des cours d’eau et la hausse de leur température peut entraîner la réduction du fonctionnement de certains réacteurs nucléaires pour préserver l’environnement local et la biodiversité.

Les méduses se mêlent à la partie

À ce tableau peu engageant vient de s’ajouter un afflux massif de méduses dans les stations de pompage d’eau de mer de la centrale de Gravelines, dans le Nord. Lundi, la situation était telle qu’EDF a dû arrêter 3 des 6 réacteurs de la centrale, tout en réduisant de 50% la puissance d’un quatrième réacteur.

À quelques jours près, la plus grande centrale d’Europe occidentale avait été confrontée à la même situation l’année dernière. À l’époque, quatre réacteurs avaient été automatiquement arrêtés. La centrale avait retrouvé un fonctionnement normal au bout d’une dizaine de jours.

Si le phénomène n’est pas nouveau, la hausse de température des océans favorise la prolifération des méduses, ce qui laisse penser que ce type d’évènement pourrait se reproduire plus souvent dans les années à venir.

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L’enquête publique concernant le futur raccordement du parc éolien Bretagne Sud vient d’ouvrir. L’occasion pour l’opposition d’afficher clairement ses ambitions : faire annuler le projet pour préserver paysage, environnement et économie locale. 

Si les nouvelles sont rares, concernant le parc éolien Bretagne Sud de 250 MW, son raccordement, lui, avance. Porté par RTE, le projet fait actuellement l’objet d’une enquête publique qui court jusqu’au 28 septembre. Elle doit permettre à la population locale d’en apprendre plus sur les détails du projet, et de donner son avis sur le sujet.

Nécessitant un investissement de 1,6 milliard d’euros, le raccordement sera utilisé à la fois pour le projet de 250 MW issu de l’AO5, mais également pour le parc voisin de 500 MW, actuellement en cours d’attribution via l’AO10. Le poste électrique en mer, d’une hauteur de 60 mètres, sera situé à 29 km de l’île de Groix, et à 23 km de Belle-Île. L’acheminement de l’électricité se fera ensuite via 36 km de câble sous-marins pour rejoindre Erdeven, avant d’atteindre la sous-station de Pluvigner, entre Vannes et Lorient.

Un parc éolien mal accueilli par les bretons

Bien que les contours des deux parcs soient encore flous, l’opposition continue de s’organiser et une demi-douzaine d’associations ont pris le sujet à bras le corps pour tenter de faire annuler les deux parcs.

À l’occasion de l’ouverture de l’enquête publique, elles ont publié un appel commun à participer à cette enquête avec un mot d’ordre clair : dire non au raccordement pour faire annuler les deux projets qui en dépendent. Les associations en questions militent contre la destruction de paysages emblématiques, l’empiètement du raccordement sur le patrimoine mégalithique, l’industrialisation de la mer et les menaces que le parc représente pour la pêche et l’économie touristique.

D’ailleurs, il n’y a pas si longtemps, le parc de Saint-Brieuc avait également fait face à une vive opposition qui avait perturbé le déroulement du chantier. Il aura fallu une décision du Conseil d’État pour freiner cette opposition, même si les inquiétudes des pêcheurs subsistent.

La mise en service du parc de 250 MW est prévue pour 2032, tandis que le parc de 500 MW devrait produire ses premiers électrons en 2033 ou 2034.

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La folle course à l’innovation qui s’est tenue pendant la Guerre Froide a failli aboutir à la réalisation d’un concept aujourd’hui oublié : l’aviation à propulsion nucléaire. Malgré des projets militaires avancés et des essais en vol, l’idée a finalement été abandonnée, notamment à cause des risques potentiels. 

La décarbonation des transports constitue l’un des plus gros défis de la transition énergétique, en particulier le transport aérien. Avec presque 1 milliard de tonnes de CO2 émises chaque année, ce dernier représente 2,5% des émissions mondiales.

Dans les années 50, un projet de recherche américain aurait pu participer à limiter les émissions du secteur, mais pas pour des raisons écologiques, avec la propulsion nucléaire. À la sortie de la Seconde Guerre mondiale, une course à l’armement s’engage entre les États-Unis et l’URSS. Objectif : pouvoir frapper l’ennemi n’importe où et n’importe quand. Pour y parvenir, les américains envisagent le recours au nucléaire pour mettre au point un bombardier sans limite d’autonomie, ou presque.

C’est ainsi que nait le projet Nuclear energy for the propulsion of Aircraft (NEPA) en 1946, ensuite remplacé par le Aircraft nuclear propulsion (ANP) en 1951. À l’époque, l’US Air Force et la Commission de l’énergie atomique des États-Unis commandent deux réacteurs à General Electric et à Pratt & Whitney. Les deux reposent sur un cycle d’air direct : ils ressemblent à un turboréacteur conventionnel, dans lequel l’air chauffé par le réacteur nucléaire remplace le kérosène. Les deux moteurs, appelés HTRE-1 et PWAR-1 atteignent tous les deux la criticité à terre. Mais les faire voler est une autre histoire.

47 essais en vol avec un réacteur nucléaire en fonctionnement

Si les ingénieurs n’ont pas de réelles inquiétudes sur la possibilité de propulser un avion avec ces moteurs nucléaires, le sujet des radiations est une véritable source de préoccupation. Pour étudier les besoins de bouclier anti-radiations, le fabricant aéronautique Convair modifie un bombardier lourd B-36 Peacemaker pour en faire une version dédiée aux tests nucléaires : le NB-36H.

Cet avion reçoit un réacteur nucléaire fonctionnel refroidi par air, d’une puissance de 1 MWth et d’une masse de 16 tonnes. Pour faciliter sa mise en place et son retrait, il est suspendu à un crochet dans la baie de bombe. La cabine d’équipage est également modifiée avec 11 tonnes de blindage constitué de plomb et de caoutchouc.

Au total, l’avion effectue 47 vols d’essai pour au-dessus du Texas et du Nouveau-Mexique entre 1955 et 1957.

Une idée désormais largement abandonnée

Si les vols d’essais révèlent la bonne efficacité du bouclier anti-radiation, le projet comporte de nombreuses limites, en particulier concernant les risques de contamination radioactive en cas d’accident. Ce n’est pas tout : le réacteur du NB-36H pouvait potentiellement rejeter des gaz radioactifs dans son sillage. Ces rejets gazeux ont d’ailleurs donné lieu au projet Halitosis, qui avait pour mission de mesurer et caractériser ces rejets.

Le projet est définitivement abandonné en 1961, rendu obsolète par le développement des missiles balistiques intercontinentaux. Sans surprise, l’URSS fait également voler un bombardier, le Tupolev Tu-95LAL, avec à son bord un réacteur nucléaire pour tester des boucliers anti-radiations. Mais les campagnes de vol n’aboutissent pas plus loin et l’URSS abandonne à son tour l’idée d’un bombardier nucléaire en 1965.

Du fait de sa complexité, la propulsion nucléaire dans le secteur de l’aéronautique n’a pas fait l’objet d’autres projets avancés. Désormais, la décarbonation du secteur semble étroitement liée aux SAF dans un premier temps, et à l’hydrogène pour les prochaines décennies.

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On pensait Amazon acquis à la cause de la décarbonation avec ses objectifs de neutralité carbone, et ses investissements dans le nucléaire. Mais pris par le temps, dans une course effrénée à l’IA, le géant américain a finalement cédé aux avantages financiers et temporels du gaz naturel, au détriment de l’environnement. L’entreprise vient d’annoncer la construction de la plus grande centrale gaz des États-Unis.

Ce devrait être l’infrastructure la plus émettrice de CO2 de tous les USA. Amazon vient de confirmer la construction d’une centrale à gaz d’une puissance colossale de 7,65 GW dans le comté de Pecos, au Texas. Cette centrale, qui devrait être composée de 35 turbines, a pour vocation d’alimenter 3 centres de données construits sur un territoire particulièrement aride du Texas.

Pour éviter toute polémique, Amazon a annoncé que la centrale serait uniquement raccordée à un réseau électrique privé, dédié au trois centres de données, et qu’elle n’aurait aucun impact sur l’électricité et la facture des texans. De l’eau non-potable sera également utilisée pour ne pas impacter les ressources de la région. Le site devrait vraisemblablement être construit en plusieurs tranches, pour répondre aux besoins des data center au fil des années. Une fois entièrement construit, il pourrait émettre jusqu’à 30 millions de tonnes de CO2 par an, soit l’équivalent des émissions de pays entiers comme l’Irlande, le Danemark ou la Finlande.

Le nucléaire, pas assez rapide pour l’IA

À première vue, le choix fait par Amazon semble surprendre, car le géant américain rappelle régulièrement son ambition d’atteindre la neutralité carbone d’ici 2040. Pour y parvenir, il a placé de nombreux espoirs dans l’atome et en particulier dans les SMR en investissant plus de 500 millions de dollars. Seulement voilà, les premiers réacteurs de son partenaire X-Energy ne devraient pas démarrer avec 2030, et Amazon espère pouvoir compter sur 5 GW de capacité nucléaire.. En 2039.

Enfin, il y a bien la possibilité de recourir au photovoltaïque, qui est particulièrement développé au Texas. D’ailleurs, Amazon a indiqué envisager l’installation d’une centrale solaire sur son site pour compléter sa centrale gaz. Mais en prenant en compte le facteur de charge moyen annuel du Texas, situé aux alentours de 26%, on obtient une centrale de presque 30 GWc pour espérer atteindre les presque 8 GW de puissance attendue, à laquelle il faudrait associer une BESS très importante. Compte-tenu du fait qu’Amazon ne vendra pas l’électricité produite mais la consommera, on comprend pourquoi il a choisi la solution la moins onéreuse, à savoir une centrale à gaz plutôt qu’une centrale PV hybride.

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Dans sa course à la décarbonation, la Chine multiplie les infrastructures de production d’électricité renouvelable à un rythme effréné. Mais son réseau de transport d’électricité ne parvient pas à maintenir la cadence, ce qui conduit à des pertes d’énergie colossales.  

Dans le monde la transition énergétique, la Chine fait souvent les gros titres avec ses projets tous plus grands les uns que les autres. Mais si le pays investit massivement dans de nouvelles capacités de production décarbonée, son réseau de transport et de distribution a du mal à suivre la cadence. Résultat : en seulement 6 mois, le pays a gaspillé 360 TWh d’électricité, soit l’équivalent de toute la production nucléaire annuelle de la France.

D’ailleurs, le problème ne fait que s’amplifier, puisque c’est 50% de plus que l’année dernière, sur la même période. Selon le Centre for research on Energy and clean air (CREA) et le Global energy monitor (GEM), à qui on doit ces chiffres, cette quantité d’électricité aurait permis de couvrir la hausse de consommation électrique supplémentaire de la Chine, et même de réduire l’utilisation de charbon.

Le paradoxe chinois

Sur le premier semestre 2026, les besoins électriques de la Chine ont augmenté de 258 TWh. Conséquence de cette congestion des réseaux électrique, la production d’électricité à base de charbon a augmenté de 3,4% malgré une baisse enregistrée en 2025.

La Chine a beau avoir déployé 525 GW de capacité renouvelable rien que sur l’année 2025, elle est encore très dépendante du charbon. Dans le même rapport, le CREA et le GEM révèlent que pour tout GW de centrale thermique déconnecté, la Chine en met en service 3 ! Au premier semestre 2026, le pays n’a retiré que 2,7 GW de capacité de production, tout en commandant 30 GW de nouvelle capacité. Au total, le pays disposerait d’un pipeline de projets de 275 GW !

Un problème géographique

Pour revenir au problème de « gaspillage » d’électricité décarbonée, le problème est principalement géographique. En effet, le pays investit massivement dans de nouvelles capacités renouvelables dans l’ouest du pays, du fait de conditions géographiques et climatiques propices. C’est particulièrement vrai au Tibet, où on retrouve l’une des plus grandes centrales solaires au monde, aux portes du désert de Gobi. C’est également dans cette région du monde que devrait voir le jour le plus grand barrage hydroélectrique au monde, d’une puissance de 60 GW.

Néanmoins, la plus grande partie des industries chinoises se retrouvent sur la côte est, à proximité du littoral. De ce fait, l’électricité renouvelable produite doit traverser le pays sur plusieurs milliers de kilomètres afin d’être utilisée. Ce sont ces liaisons qui traversent le pays d’est en ouest qui génèrent des goulots d’étranglement. Cela se vérifie quand on observe le détail des pertes d’énergie. Les centrales de production renouvelables de l’ouest et du nord-ouest de la Chine enregistrent 15% à 30% de production non injectée au réseau. À l’inverse, les régions situées à l’est, comme le Guangdong ou le Zhejiang, n’enregistrent que 3% de pertes de production.

Pour inverser la tendance, le pays multiplie les projets HVDC d’envergure afin de transporter le courant produit à l’ouest du pays vers les zones industrielles de l’est. On retrouve notamment la plus longue ligne terrestre, qui relie Changji à Guquan depuis 2019, qui permet d’acheminer 12 GW d’électricité sur 3324 kilomètres.

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C’est en quelque sorte la suite logique. Après avoir développé une IA capable d’optimiser la gestion de l’énergie solaire et des contrats HP/HC, Zendure s’attaque à la tarification dynamique grâce à un partenariat avec Sobry. Ce fournisseur d’électricité alternatif, qui se distingue par ses offres à tarification dynamique, permettrait à Zendure d’aller encore plus loin dans l’optimisation, et donc de maximiser les économies sur la facture.  

Proposant déjà un écosystème destiné à optimiser la gestion de l’énergie des foyers, Zendure souhaite aller encore plus loin, annonçant un partenariat stratégique avec Sobry. Ce nom vous dit peut-être quelque chose. Comme nous l’évoquions il y a quelques mois, il s’agit d’un fournisseur d’électricité alternatif qui a la particularité de proposer une offre calée sur le prix du marché de gros, heure par heure.

Avec ce partenariat, l’idée est simple : associer le stockage intelligent de Zendure à la tarification dynamique de Sobry pour « rendre la gestion énergétique plus simple, plus intelligente et plus durable ». Cette intégration devrait permettre d’adapter, grâce à l’IA, les cycles de stockage et de consommation d’électricité en fonction des habitudes des occupants, de la production d’énergie solaire et des variations tarifaires.

625€ d’économies par an.. En théorie

Avec cette combinaison, Zendure annonce des économies pouvant atteindre jusqu’à 625€ par an pour une consommation moyenne de 6 000 kWh. Le fabricant de batterie indique que pour approcher de ces économies, il faudrait être doté d’une batterie Solar Flow 2400 (AC+ ou Pro), d’un compteur intelligent, de deux batteries supplémentaires (pour un total de 8,16 kWh), et d’une installation solaire.

En se fournissant exclusivement chez Zendure, on obtient un coût total proche des 3 600€, ou 4 000€ sans les remises. En théorie, cela indiquerait un retour sur investissement en moins de 7 ans, ce qui s’annonce très intéressant.

Reste à savoir dans quelles conditions d’ensoleillement et de production solaire ces chiffres ont été atteints. D’autre part, si la tarification dynamique permet aujourd’hui de faire des économies quand elle est bien optimisée, il est impossible de prévoir dans quelle mesure les fluctuations journalières vont évoluer dans les mois et les années à venir, rendant incertaines les potentielles économies réalisables.

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Le 12 aout aura lieu une éclipse solaire, un événement aussi rare que fascinant. Mais avec la démocratisation de l’énergie photovoltaïque, ces quelques minutes sont également une source de risque pour le réseau électrique. Heureusement, RTE a tout prévu pour éviter le black-out. 

Où étiez-vous, le 11 août 1999 aux alentours de 12h30 ? Ce jour là, l’éclipse totale qui avait plongé tout le nord de la France dans l’obscurité n’avait pas bouleversé les habitudes d’EDF, du fait d’une capacité de production photovoltaïque presque inexistante. Tout juste la consommation avait-elle ralentit, puisque tout le monde avait les yeux rivés vers le ciel.

27 ans plus tard, la situation est bien différente, et le centre de dispatching de RTE, qui n’existait pas à l’époque, va avoir du pain sur la planche. De 1 GW de puissance cumulée à travers le monde, la capacité totale de production solaire est passée à 30 GW, rien que dans l’Hexagone.

Conséquence de cette évolution, ce mercredi 12 août un peu après 20 heures, RTE s’attend à une baisse de production photovoltaïque de l’ordre de 1,8 GW, et la production européenne pourrait être réduite de 9,7 GW.

Un événement souvent bien maîtrisé par les gestionnaires de réseau

Si, en 1999, le solaire n’occupait aucune place dans le mix énergétique français, plusieurs éclipses ont depuis permis aux gestionnaires de réseaux de se préparer à ces événements. Déjà, en 2015, une éclipse partielle avait fait baisser la production de 2 GW en France, et près de 35 GW à l’échelle de toute l’Europe, sans qu’aucun incident ne soit relevé.

Plus récemment, aux États-Unis, l’éclipse solaire de 22 août 2017 a généré une baisse de production de l’ordre de 5 GW dans l’ouest du pays. D’ailleurs, en Californie, une hausse de consommation relative a été observée à cause de l’arrêt de production des installations solaires résidentielles. Enfin, témoin de l’essor du photovoltaïque, une autre éclipse solaire a causé une baisse de 8,9 GW de production en quelques minutes, rien qu’au Texas, en 2024.

Le 12 août, choisirez-vous de mettre des lunettes certifiées ISO 12312-2 pour contempler ce spectacle aussi rare que fascinant, ou préférez-vous scruter la production en direct sur le site Éco2Mix ? De notre côté, malgré notre addiction à la plateforme de suivi de la production, nous serons bien dehors, en train de contempler l’un des plus beaux spectacles que la nature puisse nous offrir.

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La France ambitionne de devenir un acteur incontournable de l’éolien flottant en Europe, et le prouve en octroyant une enveloppe de 260 millions d’euros destinée à la préparation de ses infrastructures portuaires. Au total, 5 ports d’envergure en profiteront pour permettre d’atteindre 6 GW d’éolien flottant en service dans moins de 15 ans. 

Quelques semaines après la publication de l’AO10, le Gouvernement vient d’annoncer les résultats de l’appel à projets relatif au financement des infrastructures portuaires pour le développement de l’éolien flottant. Cette annonce est importante, car la France espère mettre en service 6 GW d’éolien flottant d’ici 2040.

Cette enveloppe conséquente sera répartie entre les projets de 5 ports français stratégiques, de cette manière :

• 10 millions d’euros pour le port de Cherbourg,
• 58 millions d’euros pour le port de Brest,
• 60 millions d’euros pour le port de Nantes-Saint Nazaire,
• 48 millions d’euros pour le port de Port-la-Nouvelle,
• 82 millions d’euros pour Marseille-Fos.

Cet appel à projet avait été lancé en 2024 dans le cadre de France 2030. Il porte principalement sur les investissements nécessaires à la construction et à l’assemblage des éoliennes flottantes à quai.

Une filière industrielle à construire en un temps record

C’est d’ailleurs l’une des particularités des éoliennes flottantes : leur conception permet un montage à quai, avant d’être acheminées en mer. À l’inverse, actuellement, les éoliennes offshore posées doivent être assemblées directement sur leur emplacement définitif.

Cet avantage, qui permet en théorie d’accélérer la cadence de construction, nécessite cependant des infrastructures portuaires et une logistique d’une autre échelle. Pour s’en convaincre, il suffit de jeter un oeil aux projets qui ont été retenus dans le cadre de l’appel à projets.

Du côté de Cherbourg, on attend 30 millions d’euros d’investissement pour la construction d’un nouveau quai lourd de 140m à 160m de  long. À Brest, les travaux devraient permettre l’assemblage de flotteurs d’éoliennes de plusieurs dizaines de milliers de tonnes, puis leur mise à l’eau. Sur le Port de Nantes-Saint Nazaire, les travaux concernent la plateforme Eole, une vaste infrastructure industrielle dotée d’un quai de 530 mètres de long, et permettant le stockage et l’assemblage des éoliennes avec jusqu’à 5 flotteurs en attente.

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En prise à d’importantes vagues de chaleur, l’Europe centrale doit composer avec le faible niveau du Danube, qui empêche le bon fonctionnement de plusieurs centrales nucléaires. 

Le schönen blauen Donau (Le « Beau Danube Bleu », ndlr), a perdu de sa splendeur depuis quelques semaines. Du fait d’épisodes de sécheresses intenses, le plus long fleuve d’Europe (après la Volga) est à un niveau historiquement bas. La situation est telle que la Serbie a été contrainte de réduire drastiquement la production de ses deux centrales hydroélectriques Djerdap 1 et 2. Ces dernières ne produisent fonctionnement qu’à 20% et 30% de leurs capacités.

Ce n’est pas tout. Plus en amont, en Hongrie, la seule centrale du pays est quasiment à l’arrêt puisqu’un seul réacteur sur les quatre est encore en service, et son maintien en service est conditionné à la météo des prochains jours. C’est la première fois en 44 ans que la centrale Paks se retrouve dans une telle situation, malgré les importantes vagues de sécheresses de 1985 et 2003.

Pour finir, en Roumanie, c’est le fonctionnement de la centrale de Cernavoda qui est compromis. D’ailleurs, dans l’espoir d’améliorer la situation, l’armée roumaine est allée jusqu’à détruire à l’explosif un rocher présent dans le lit du fleuve, et accusé d’empêcher le bon écoulement de l’eau vers les dispositifs de refroidissement de la centrale nucléaire. Le Premier ministre roumain a d’ailleurs appelé ses habitants à réduire leur consommation d’électricité en soirée, pendant les pics de consommation.

La souveraineté énergétique européenne mise à mal par le climat

Il y a quelques semaines, la crise du Détroit d’Ormuz révélait le manque d’indépendance énergétique de l’Europe, en particulier à cause des énergies fossiles. Cette fois, des conditions météorologiques extrêmes illustrent le potentiel manque de résilience du Vieux Continent au monde de demain. Au-delà des inquiétudes autour du niveau d’eau du Danube, les épisodes de sécheresses ont des conséquences dramatiques avec notamment plusieurs pays européens ayant dépassé les 40°C dès le mois de juin. D’ailleurs, les fortes chaleurs impactent directement le rendement des parcs éoliens à cause d’un air moins dense. Une étude de CarbonBrief a notamment relevé une baisse de production de 30% à 50% de l’éolien pendant les vagues de chaleur. En juin 2026, la part de l’éolien dans le mix électrique du Royaume-Uni est même passé de 30% à 15% selon Octopus.

Les feux de forêt se multiplient en Espagne, au Portugal ou dans le sud de la France. Certaines données tendent même à montrer que la fumée de ces incendies limite l’irradiation solaire et donc la production d’électricité solaire.

Si en France, la situation énergétique est beaucoup moins tendue, rappelons tout de même que les centrales nucléaires sont fréquemment bridées, voire arrêtées à cause de problèmes environnementaux. À l’heure où nous écrivons ces lignes, la centrale de la Chooz est à l’arrêt à cause de la baisse du niveau de la Meuse, tandis qu’un réacteur a également été stoppé à Cattenom. Quatre autres réacteurs tournent au ralenti à cause des fortes chaleurs.

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Depuis le mois d’avril, c’est officiel : la France met le cap sur l’électrification pour atteindre ses objectifs de décarbonation. Pour parvenir à électrifier le secteur du bâtiment, un institut propose une série de mesures concrètes censées rendre accessibles les objectifs de la nouvelle Stratégie nationale bas carbone 3. 

Le gouvernement présentait en grandes pompes, le 23 avril dernier, son grand plan d’électriification du pays avec un objectif simple : accélérer la transition énergétique tout en réduisant sa dépendance aux énergies fossiles.

Parmi les challenges de cette électrification figure l’enjeu du secteur du bâtiment, et en particulier du chauffage. Aujourd’hui, le chauffage des bâtiments représente 55% de la consommation de gaz naturel en France, 77% de la consommation de bois et 8% de la consommation de produits pétroliers. L’État a bien mis en place des objectifs sur le sujet et des pistes d’électrification. Par exemple, aucun bâtiment neuf ne pourra consommer de gaz à l’horizon 2030 et les chauffages au gaz ne pourront pas être conservés avec les rénovations d’ampleur. Mais selon TerraWater, ce n’est pas suffisant. L’institut a mené une longue analyse autour de l’électrification des bâtiments en France, et propose 20 mesures pour rendre les objectifs de la SNBC3 atteignables.

Les chaudières gaz, colonne vertébrale du chauffage en France

Pour proposer un schéma d’électrification cohérent du secteur du bâtiment, TerraWater en a d’abord dressé le portrait actuel, avec notamment l’impact du chauffage sur la consommation énergétique française. En 2023, le chauffage représentait 359 TWh d’énergie, l’eau chaude sanitaire 62 TWh et la climatisation 24 TWh. La production de chaleur est encore largement carbonée malgré une part des chauffages électriques historiquement plus élevée en France que chez ses voisins européens.

De ce fait, la production de chaleur des bâtiments est assurée à 28% par les chaudières gaz, et à 11% par les chaudières au fioul et au GPL. La biomasse joue un rôle prépondérant avec 18% de part de production de chaleur.

Côté électrique, la combinaison des radiateurs électriques et des pompes à chaleur représente moins du tiers de la production totale (28%).

20 propositions pour électrifier les logements français

Les propositions faites par l’institut sont groupées sous 4 grandes thématiques.

La mobilisation de gisements d’électrification rapides

• 300 000 chaufferies à hybrider avec un appoint électrique,
• Décret tertiaire : introduire une incitation à l’électrification,
• Mettre fin au remplacement pièce-à-pièce des chaudières fossiles,
• Appliquer le modèle CEE « Coup de pouce aux Véhicules Particuliers Électriques » aux pompes à chaleur,
• Améliorer l’effet de levier et le coût de financement des aides à l’achat de PAC,
• Adapter le cadre légal pour faciliter l’installation de pompes à chaleur en toiture des immeubles collectifs.

En résumé, TerraWater propose d’abord de renforcer l’incitation au passage à la pompe à chaleur, tout en facilitant ce déploiement notamment dans les immeubles collectifs. L’idée est également de mettre fin aux situations d’urgence qui conduisent à un choix non réfléchi vers les énergies fossiles. Enfin, l’hybridation des chaufferies de moins de 15 ans permettrait de réduire l’impact environnemental des installations qui ont encore de nombreuses années de vie devant eux.

L’adoption d’une évaluation plus pertinente de la rénovation énergétique

• Conditionner le maintien de chaque dispositif de soutien public à un critère de suivi et de maîtrise des coûts d’abattement,
• DPE : Dissocier la réalisation du diagnostic et la génération de l’attestation,
• Définir la notion de « bâtiment à émissions nulles » en droit français ,
• Renforcer la transparence des gestionnaires de réseaux,
• Mise en place d’une comptabilité dédiée aux énergies renouvelables ambiantes.

Cet ensemble de mesures vise à faciliter le suivi de cette électrification. Le DPE est une nouvelle fois au coeur des enjeux mais avec ici une proposition particulièrement pertinente. La dissociation du diagnostic et de son attestation permettrait une mise à jour régulière du DPE d’un logement sans refaire systématiquement le diagnostic. Rappelons qu’il vient d’être mis à jour pour favoriser l’électricité.

L’évolution du marché des pompes à chaleur

• Renforcer la transparence sur les performances réelles et les fonctionnalités des PAC
• Créer un Rendu Standardisé de Faisabilité PAC, sur le principe du Rendu Standardisé d’Etude Thermique déjà existant
• Réformer l’usage des normes de dimensionnement des systèmes de chauffage et refroidissement
• Créer un « Challenge industriel » pour la filière française et européenne des pompes à chaleur
• Créer un AAP dédié aux technologies émergentes de pompes à chaleur

Sans surprise, TerraWater compte énormément sur les pompes à chaleur pour électrifier le chauffage. Néanmoins, l’institut souhaite renforcer la confiance des utilisateurs dans cette filière en gommant des défauts souvent mis en avant : manque de transparence sur les performances, durée de vie inférieure aux chaudières fossiles, contre performance de certains modèles et/ou défauts d’isolation acoustique. Cette évolution devrait passer par une filière française et européenne compétitive.

La responsabilisation des propriétaires et des collectivités locales

• Mettre les données de comptage des réseaux de distribution au service de l’électrification
• Mettre en place un registre des livraisons de fioul et gaz liquéfiés par point de livraison (par adresse)
• Renforcer les obligations de transparence des réseaux de chaleur sur leur facteur d’émission à l’horizon 2030, 2035, 2040
• Décliner les objectifs d’électrification par territoire / collectivité locale

Pour finir, TerraWater propose plusieurs mesures destinées à aider les propriétaires et collectivités locales à se positionner en faveur de l’électrification grâce à une meilleure connaissance de la distribution des énergies fossiles.

Avec ces mesures, TerraWater souligne l’importance d’accompagner les objectifs d’électrification par des solutions techniques établies, mais également un cadre légal qui facilite cette transition. Enfin, ce travail met en évidence l’idée que les utilisateurs doivent s’y retrouver d’un point de vue confiance, et d’un point de vue économique.

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Bien connues des passionnés d’Urbex, mais aussi d’Histoire, certaines centrales nucléaires européennes n’ont jamais vu passer le moindre combustible nucléaire, et n’ont jamais produit le moindre électron. Voici pourquoi. 

La plus célèbre de ces centrales arrêtées avant même d’avoir démarré est peut-être celle de Kalkar, dans l’ouest de l’Allemagne. Ce site témoigne d’une volonté commune de l’Allemagne, de la Belgique, des Pays-Bas et du Royaume-Uni d’apprivoiser la technologie des surgénérateurs. Le site devait donc accueillir un réacteur SNR-300 d’une puissance électrique de 327 MW. La construction de ce réacteur à neutrons rapides refroidi au sodium débute en 1973. Terminée en 1986, la centrale ne démarre pas et est abandonnée en 1991. En Autriche, on retrouve une situation similaire. Le pays veut se doter de sa première centrale nucléaire à Zentendorf. Commence alors la construction d’un réacteur à eau bouillante de 730 MWe en 1972. Mais le réacteur est finalement abandonné en 1978 avant même sa mise en service.

Plus au sud, en Espagne, la construction de la centrale nucléaire de Lemoiz est démarrée en 1972, mais finalement abandonnée en 1984. Pourtant, les deux réacteurs sont parfaitement opérationnels au moment de cette prise de décision. Enfin, en Italie, la construction de la centrale de Montalto di Castro est stoppée à plus de 70% d’achèvement en décembre 1987.

Mouvements écologiques et incidents nucléaires

Si on pourrait attribuer cette épidémie de centrales nucléaires abandonnées à l’incident de de Three Miles Island et à la catastrophe de Tchernobyl, on constate en réalité une vague de contestation qui traverse l’Europe un peu plus tôt, au milieu des années 70. Ainsi, la construction de la centrale de Kalkar est jalonnée de manifestations. On comptera même 40 000 manifestants dans les rues de Kalkar en 1977, avant que l’accident de Tchernobyl ne repousse indéfiniment son démarrage.

En Espagne, des manifestations spectaculaires ont lieu autour de la construction de la centrale de Lemoiz, non loin de Bilbao. En 1978, près de 150 000 personnes viennent faire opposition au chantier. À partir de 1979, les événements prennent une tournure tragique quand une manifestante est abattue par une policier, puis quand l’organisation ETA enlève et assassine l’ingénieur en chef de la centrale en 1981.

Rappelons que pendant cette période, des manifestants se réunissent en masse dans la petite commune bretonne de Plogoff pour s’opposer à la construction d’une nouvelle centrale nucléaire.

Du côté de l’Autriche et de l’Italie, les événements se déroulent de manière moins brutale. En Autriche, lors d’un référendum, le peuple autrichien s’oppose au démarrage de la centrale de Zentedorf, avant que le parlement ne vote une loi de non-utilisation de l’énergie nucléaire. En Italie, c’est également un référendum qui vient à bout de la centrale Montalto di Castro, presque au lendemain de la catastrophe de Tchernobyl. À l’époque l’Italie est pourtant la troisième puissance nucléaire mondiale. Ce référendum marquant la fin du nucléaire en Italie, le site accueille par la suite une centrale thermique de 3,6 GW de puissance, qui fera polémique pour ses coûts de fonctionnement astronomiques et ses émissions, avant d’être arrêtée en 2019.

Certains pays reviennent tout de même au nucléaire

Près de 50 ans après cette vague anti-nucléaire qui a secoué l’Europe, le paysage énergétique européen a beaucoup changé. Il est intéressant de noter que face à l’urgence climatique et aux enjeux de décarbonation, le nucléaire se positionne désormais du côté de l’écologie, malgré ses nombreuses problématiques notamment au niveau de la gestion des déchets.

De ce fait, plusieurs pays envisagent de nouveau de recourir au nucléaire. Par exemple, l’Italie travaille sur un projet de loi pour permettre un retour du nucléaire et envisage la construction de nouveaux réacteurs. Si l’Espagne s’était en partie détournée du nucléaire en envisageant de fermer toutes ses centrales, elle montre un nouvel intérêt sur le sujet avec la possible prolongation de ses réacteurs actuels. Enfin, si l’Allemagne est officiellement sortie du nucléaire, elle affiche une position moins opposée que par le passé.

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C’est une première mondiale. À Gand, en Belgique, la société BeHydro vient de faire certifier un moteur fonctionnant exclusivement à l’hydrogène par la société de classification Lloyd’s Register. Cette annonce marque une étape importante vers la décarbonation du secteur maritime, responsable de 3% des émissions de CO2 de la planète.

C’est l’entreprise BeHydro qui est à l’origine de cette première mondiale. L’entreprise belge a été lancée en 2020 par les sociétés Anglo Belgian Corporation (ABC) et CMB.TECH, avec pour mission de mettre au point une motorisation hydrogène adaptée au secteur maritime. Pour atteindre cet objectif, l’entreprise a d’abord fait certifier un moteur bicarburant en 2023, aussi bien capable de fonctionner au gazole qu’à l’hydrogène. Ce moteur, qui permet de réduire largement la consommation d’énergies fossiles d’un navire, équipe déjà deux remorqueurs. Le premier, appelé Hydrotug 1, navigue dans les eaux du port Anvers-Bruges et embarque une réserve de 415 Kg d’hydrogène à son bord sous forme de bouteilles. Le deuxième, fabriqué au Japon, stocke 250 kg d’hydrogène dans des réservoirs haute pression, et équipé de deux moteurs V12 de 4400 chevaux.

Selon les versions, le nouveau moteur développé par BeHydro, cette fois 100% hydrogène, pourra afficher des puissances comprises entre 1200 et 3580 chevaux. Il se destine aux remorqueurs, bateaux-pilotes et autres navires de servitude. Il permettra ainsi aux ports de réduire leurs émissions de CO2 grâce à des bateaux fonctionnant avec 100% d’hydrogène.

Une solution encore imparfaite

En matière de propulsion, l’hydrogène est souvent utilisé sous forme d’une pile à hydrogène associée à des moteurs électriques. BeHydro a choisi une autre direction en concevant un moteur à combustion interne, qui fonctionne de la même manière qu’un moteur essence ou diesel. En revanche, ce moteur a été spécialement conçu pour prendre en compte les particularités de l’hydrogène, à savoir une très grande plage d’inflammabilité, une tendance à chauffer rapidement ou encore des risques de pré-allumage.

Pour l’heure, la propulsion hydrogène n’est pas adaptée à des navires de plus grande taille ou de plus grande autonomie, car le stockage de l’hydrogène reste un défi à surmonter. Dans des conditions atmosphériques normales, l’hydrogène affiche un très petite masse volumique, ce qui le rend difficile à stocker et transporter. Pour résoudre ce problème, il existe trois solutions : le refroidir à -254°C pour le liquéfier, le comprimer à plus de 350 bar, ou le stocker sous forme d’ammoniac. Ces trois pistes sont étudiées, mais soulèvent de nombreux défis techniques.

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C’est une excellente nouvelle pour la filière française de l’éolien offshore. BW Ideol et NGE viennent d’annoncer un partenariat pour construire une usine à fondation flottante sur le site dédié de Fos-sur-Mer. L’installation doit être mise en service d’ici 2030. 

Les ports français continuent de s’organiser pour soutenir le développement de l’éolien offshore au large des côtes françaises et même au-delà. Du côté de Port-la-Nouvelle ou de Brest, les aménagements prévus devraient permettre l’assemblage d’éoliennes offshore. À Fos-sur-Mer, la plateforme industrielle DEOS sera principalement dédiée à la fabrication de flotteurs.

D’ailleurs, BW Ideol et NGE envisagent un investissement de 200 millions d’euros pour la construction d’une usine de flotteurs en béton, d’une superficie de 30 hectares pour 400 mètres linéaires de longueur de quai. Cette usine devrait permettre la construction de 30 fondations flottantes par an, soit l’équivalent de 500 MW. Au total, 1300 emplois devraient être créés pour l’occasion.

Il n’est pas impossible que d’autres projets de construction de fondations d’éoliennes émergent sur la plateforme de 120 hectares de Fos-sur-Mer. Si l’ensemble devait d’abord accueillir toutes les étapes de construction et d’assemblage d’éoliennes flottantes, la proximité de la base aérienne 125 d’Istres limite la hauteur des structures sur le site à 190 mètres. On retrouvera donc principalement des infrastructures dédiées aux fondations flottantes d’éoliennes.

La technologie Damping Pool

Cette nouvelle usine, répondant au nom de Fos3F, permettra la construction de flotteurs de type Damping Pool déjà déployés en France par BW Ideol. C’est cette technologie de flotteur qui équipe Floatgen, la toute première éolienne flottante française située au large du Croisic. Une deuxième unité avait été déployée en 2018 dans la mer du Japon. Ces deux éoliennes, toujours en fonctionnement, affichent une puissance respective de 2 MW et 3 MW.

Ce type de flotteur, construit en acier ou en béton, prend la forme d’un carré avec un puits central. Quand de la houle met le flotteur en mouvement, l’eau située dans le puits se met également en mouvement, mais avec un décalage. C’est ce mouvement d’eau en décalage avec le roulis et le tangage du flotteur qui en réduit les oscillations.

Grâce aux données récupérées avec les deux premiers prototypes, cette technologie a plus récemment été déployée sur le parc EOLMED au large de Port-La-Nouvelle. Ce parc, composé de 3 éoliennes de 10 MW, génère de l’électricité depuis avril dernier.

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13 km de galeries, 450 forages, 15 milliards de dollars engloutis mais pas un gramme de déchet radioactif stocké. Voilà le triste bilan du centre américain de stockage des déchets radioactifs en couche géologique. Arrêté après presque 30 ans de développement, ce projet illustre la difficulté de mener à bien une solution de gestion des déchets radioactifs à long terme. 

Si on ne cesse de trouver de nouvelles méthodes de production d’énergie à partir de la fission nucléaire, la gestion des déchets qui en résulte reste un immense casse-tête. En France, le projet Cigéo suit son cours, et devrait permettre le stockage des déchets de haute activité et à longue vie. Mais aux États-Unis, la situation est au point mort depuis 2010, lorsque l’administration américaine a retiré la demande de licence du Cigéo américain, situé en plein cœur du Nevada.

Pourtant, tout avait bien commencé. En 1982, les États-Unis votent le Nuclear Waste Policy Act, un texte de loi qui impose de trouver un site destiné à enterrer définitivement les déchets les plus radioactifs des centrales civiles et des programmes militaires américains. Au départ, 9 sites sont en lice pour accueillir ce projet. En 1987, c’est finalement la Yucca Mountain qui est choisie comme site de dépôt national permanent de déchets nucléaires. Les principales raisons de ce choix sont liées à l’éloignement du site des grandes villes, au climat particulièrement rude et à la géologie du site jugée stable.

Opposition des autochtones et élus locaux

Située dans le désert des Mojaves, Yucca Mountain a été formée par les roches éjectées d’un volcan désormais éteint. De ce fait, elle est constituée d’un tuf volcanique considéré comme dense et peu poreux. Le projet prévoit le stockage des fûts de déchets à 280 m sous le sommet de la montagne. Officiellement, 15 milliards de dollars sont dépensés pour développer ce dépôt, donnant lieu à la création de 13 km de galeries et à la réalisation de 450 forages. Le développement du projet aboutit à une demande de licence auprès de la Nuclear Regulatory Commission (NRC) en 2008.

En parallèle, le projet subit d’importantes critiques, en particulier des élus locaux et de communautés autochtones. Le transit de plusieurs convois ferroviaires nucléaires par jour pendant plusieurs dizaines d’années fait partie des principales sources d’inquiétudes. Ce n’est pas tout : le projet divise même au sein de la NRC pour des raisons économiques et de calendrier. Finalement, ces nombreuses tensions ont raison du projet, qui est gelé par l’administration Obama en 2010, puis complètement arrêté par la NRC en 2011.

Les éternels sites de stockage provisoires

Il semble que les États-Unis se dirigent désormais vers une solution décentralisée, avec des sites de recherche et développement dédiés au cycle de vie du nucléaire. Néanmoins, la situation reste problématique car les déchets radioactifs s’accumulent dans des centres de stockage provisoires proches de la saturation. Les déchets sont même stockés sur des sites arrêtés ou en cours de démantèlement. C’est le cas de la centrale californienne de San Onofre. Arrêtée en 2012, et soumise à un fort risque sismique, elle abrite 536 tonnes de déchets radioactifs.

La situation américaine n’est pas unique, et témoigne parfaitement des difficultés associées à la gestion des déchets radioactifs. Au-delà des défis techniques et technologiques, le maintien d’un projet coûteux mais pas lucratif sur le temps long constitue peut-être le plus gros défi. Il faut, en effet, pouvoir garder un cap défini durant plusieurs dizaines d’années malgré les changements politiques et les coupes budgétaires.

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Les consommations très élevées en carburant des bateaux de plaisance sont peut-être de l’histoire ancienne. Une entreprise française est parvenue à concevoir un catamaran 100% électrique, qui ne rejette donc pas de CO₂ à l’utilisation. Son secret ? Un toit couvert de panneaux solaires. 

Le secteur des transports et loisirs maritimes fait partie des challenges les plus difficiles à résoudre de la transition énergétique. Et si des solutions commencent à émerger pour le transport maritime à grande échelle, il existe encore très peu d’initiatives pour rendre les navires de plaisance plus propres. C’est à ce défi qu’a décidé de s’atteler Millikan Boats. L’entreprise, née en Normandie en 2022, travaille à réinventer l’expérience de la navigation en la rendant silencieuse et décarbonée.

Les quatre dernières années de recherche ont abouti à la présentation du Millikan M9, puis il y a quelques mois, du M10. Il s’agit d’un catamaran électrosolaire de presque 10 mètres de long, qui n’embarque aucun moteur thermique. D’un point de vue conception, le navire est d’abord ultra-léger puisqu’il affiche 3,5 tonnes sur la balance en ordre de marche. À titre de comparaison, le Aventura 10 Power, rare catamaran à moteur de la même catégorie (10 mètres), pèse 6,4 tonnes. Ce poids plume est rendu possible par sa conception et par l’utilisation de matériaux connus pour leur légèreté aussi bien pour la structure que pour l’aménagement, avec l’aluminium pour la structure du toit ou le liège pour le parement des meubles des cabines.

Une centrale solaire de 6 kWc sur le toit

C’est d’ailleurs sur ce toit qu’est cachée toute la particularité de ce catamaran. Il est, en effet, couvert de panneaux photovoltaïques pour permettre un chargement presque permanent des batteries. Même certaines parois latérales équipées de panneaux solaires peuvent être relevées à l’horizontal, portant la puissance totale à 6 kWc. Côté batterie, le bateau est doté de 41 kWh de capacité, qui peuvent être augmentés à 61,5 kWh.

Cette association panneaux/batteries confère au bateau une autonomie de 100 miles nautiques (185 km) à une vitesse de croisière de 8 nœuds (14,8 km/h). À seulement 5 nœuds, lorsque la météo le permet, le catamaran possède même virtuellement une autonomie illimitée puisque les panneaux produisent plus que la puissance demandée par les moteurs.

Le transport maritime : un secteur extrêmement difficile à décarboner

Il faut reconnaître qu’avec ces 8 nœuds de vitesse de croisière, le Millikan M10 n’est pas une référence en termes de performance. Cela représente une vitesse normalement réservée aux voiliers, tandis que les bateaux à moteur dépassent souvent allègrement les 20 nœuds. Néanmoins, le résultat énergétique reste très impressionnant, car dans le monde du bateau de plaisance, les consommations sont souvent spectaculaires.

Pour avoir un ordre de grandeur, on considère souvent qu’un moteur de bateau essence consomme, en litre par heure, ⅓ de sa puissance. Un bateau de 300 chevaux va donc consommer aux alentours de 100 litres par heure (!). Pour les motorisations diesel, on parle d’un cinquième de la puissance.

En l’état, il est donc quasiment impossible de rivaliser avec l’essence ou le diesel sans se retrouver avec une autonomie quasi nulle. Pour l’heure, les solutions de décarbonation sont principalement réservées à la vie à bord avec la mise en place de panneaux solaires, en particulier sur les voiliers. Il existe également des solutions d’hydrogénération qui ont l’avantage de fonctionner peu importe la météo, mais qui ont l’inconvénient d’avoir un impact négatif direct sur la vitesse du navire.

Mais avec ce M10, les chantiers Millikan de Caen ouvrent la voie à une nouvelle catégorie de bateaux qui rendent possible d’associer environnement et plaisance.

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Par bien des aspects, l’architecture des turbines à axe horizontal parait peu adaptée à un déploiement offshore à cause des contraintes imposées aux flotteurs. Faute de mieux, c’est pourtant cette technologie que l’on retrouve installée un peu partout dans le monde, à l’image des trois projets français déployés en Méditerranée. Au Japon, un consortium industriel est parti d’une feuille blanche pour réinventer l’éolien en mer, en espérant en faire baisser le coût. 

Dans la baie d’Iki, à l’ouest du Japon, on peut désormais observer une éolienne flottante qui ne ressemble en rien aux turbines actuelles. Il s’agit d’un prototype d’éolienne à axe vertical, d’une puissance de 20 kW pour un diamètre de turbine de 9,3 m. Développé par un consortium industriel japonais, appelé FAWT (Floating Axis Wind Turbine), il doit valider la faisabilité technique d’une telle architecture avant de passer à un prototype plus imposant.

Techniquement, cette éolienne se compose d’un flotteur cylindrique qui tourne simultanément au rotor vertical. L’ensemble est légèrement incliné, de l’ordre de 20° en fonction de la vitesse du vent, pour améliorer la production. Ce dessin a pour principal avantage d’abaisser le centre de gravité de la structure émergée. Les contraintes mécaniques exercées sur le flotteur étant moins importantes, ce dernier peut être réduit, ce qui le rend moins onéreux.

Redéfinir les éoliennes selon les contraintes de la mer

Avec ce projet d’éolienne verticale, le consortium japonais veut revisiter le concept d’éolienne offshore pour ne pas le réduire à une extension des éoliennes terrestres. Ici, l’éolienne est redéfinie en fonction des contraintes que l’on retrouve au large. C’est d’autant plus important pour le Japon que le pays est en retard sur le déploiement de capacités de production d’énergie renouvelable. Néanmoins, il a le désavantage de n’avoir que très peu de zones côtières peu profondes. Ce projet vise donc à accélérer le déploiement de l’éolien offshore, tout en favorisant la création d’une filière industrielle nationale.

Cette fois, c’est la bonne ?

Reste à savoir si ce projet dépassera réellement le stade du prototype. Sur le papier, le principe de l’éolienne à axe vertical multiplie les avantages. De nombreuses startups ont eu l’ambition de révolutionner l’éolien offshore avec des turbines à axe vertical, mais pour le moment, aucune n’a atteint le stade de la commercialisation. C’est vrai pour World Wide Wind, SeaTwirl ou encore Nenuphar.

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L’usine Melox d’Orano va avoir de la concurrence. La startup Newcleo travaille à la construction d’une usine de production de MOX pour alimenter ses futures SMR. Après avoir trouvé un terrain à proximité de la centrale de Nogent-sur-Seine, l’entreprise vient de recevoir un avis favorable de la part de l’ASNR. Objectif de mise en service : 2030. 

La startup franco-italienne Newcleo continue son développement sur le territoire français. Il y a quelques mois, elle annonçait notamment le lancement du débat public pour la construction du LFR-AS-30, un réacteur à neutrons rapides refroidi au plomb de 30 MWe. Situé près de la centrale de Chinon, ce réacteur aura la particularité d’utiliser du MOX, un combustible nucléaire constitué de matières radioactives recyclées.

Dans la continuité de ses réacteurs à neutrons rapides, la startup ambitionne désormais de construire une usine de production de MOX en France, et elle vient de trouver le terrain qui l’accueillera. La future usine sera située à Pont-sur-Seine, dans l’Aube, à une dizaine de kilomètres à l’est de la centrale nucléaire de Nogent-sur-Seine et de ses deux réacteurs de 1300 MWe. Le projet, estimé à 1,8 milliard d’euros, devrait engendrer la création de plus de 800 emplois à moyen terme et même 1700 emplois sur le long terme. Newcleo espère la mise en service d’une première ligne de production d’ici 2030. Deux lignes supplémentaires pourraient ensuite être mises en service d’ici 2040.

D’ailleurs, le développement de l’usine est en bonne voie puisque l’ASNR vient de donner son avis sur le projet, et a indiqué que « les dispositions relatives à la démonstration de sûreté que retient Newcleo au stade d’options de sûreté sont satisfaisantes ».

Newcleo veut conquérir l’Amérique

Au total, ce sont donc 3 milliards d’euros que la startup compte investir en France avec cette usine de production de MOX, son prototype de réacteur ainsi que son centre de R&D et de formation, situé à Chusclan près de Marcoule.

L’ambition de l’entreprise dépasse même les frontières européennes. Il y a quelques mois, une procédure a été engagée auprès de la Nuclear Regulatory Commission (NRC) pour faire homologuer à la fois son réacteur refroidi au plomb, mais aussi son usine de production de MOX. En se tournant vers les États-Unis, Newcleo espère trouver de nouveaux investisseurs pour accélérer son développement. Pour réussir cette incursion en terre américaine, l’entreprise s’est associée à Oklo, une startup californienne pendant un temps présidée par Sam Altman.

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L’échauffement des rivières par les réacteurs nucléaires n’est pas une fatalité, la centrale de Civaux en est le parfait exemple. Mise en service à la fin des années 90, cette centrale de 2990 MWe de puissance est équipée d’un système de refroidissement spécifique qui permet d’éviter l’échauffement de sa source froide : la Vienne. Cette solution devrait inspirer EDF pour adapter le reste de son parc nucléaire au réchauffement climatique. 

Qui dit canicule, dit gestion plus complexe des réacteurs nucléaires pour EDF. Si les fortes chaleurs n’ont quasiment aucun impact sur leur fonctionnement, la gestion de leurs sources froides peut devenir problématique pour les réacteurs situés à proximité de fleuves ou de rivières. En temps normal, de l’eau est prélevée de ces cours d’eau, utilisée pour évacuer la chaleur liée aux réacteurs, puis restituée à une température supérieure.

En cas de forte chaleur, l’eau restituée dépasse les limites réglementaires qui ont été fixées pour réduire les impacts sur les milieux aquatiques. C’est pour cette raison que depuis quelques semaines, EDF doit régulièrement arrêter certains réacteurs.  Actuellement, trois réacteurs sont encore indisponibles, à savoir le réacteur n°2 de Golfech, le réacteur n°3 de Bugey ou encore le réacteur n°2 de Chooz. D’ailleurs, pour la centrale de Golfech, située dans le Tarn-et-Garonne, la durée de l’arrêt est un record pour des raisons environnementales.

Un système qui protège les rivières françaises

D’un point de vueréglementaire, la centrale nucléaire de Civaux, située le long de la Vienne, ne fait pas exception. Ses rejets ne doivent pas échauffer la rivière de plus de 2°C entre l’amont et l’aval, si la température de cette dernière est inférieure à 25°C. Si elle est supérieure à 25°C, ce delta de 2°C tombe à 0°C. D’ailleurs, la Vienne a la particularité de présenter un débit irrégulier avec des crues régulières en hiver, et débit faible l’été.

Néanmoins, cette centrale, qui est l’une des plus récentes du parc d’EDF, dispose de plusieurs avantages à ce sujet. D’abord, elle est équipée des deux tours aéroréfrigérantes les plus hautes de France, avec 178 mètres. Le système a été dimensionné dès sa conception pour prendre en compte les irrégularités de la Vienne. De ce fait, on y trouve un système de refroidissement additionnel qui permet de mieux refroidir l’eau restituée, par l’intermédiaire de 4 petites tours aéroréfrigérantes. Celui-ci confère également à la centrale une autonomie de refroidissement 10 jours sans prélèvement dans la Vienne.

Dans un récent reportage de France Info, Christophe Rieu, directeur du site, explique que la centrale peut produire « à pleine puissance, canicule ou pas, sans aucun impact sur l’environnement ». Le jour de ce reportage, l’eau prélevée affichait une température de 26,77°C, tandis que l’eau rejetée n’était à 22,57°C.

Un système applicable aux autres centrales françaises ?

Face à des épisodes de canicule de plus en plus fréquents, EDF travaille à l’adaptation de ses réacteurs nucléaires situés en bords de cours d’eau. L’électricien envisage d’investir près de 8,7 milliards d’euros sur les quinze prochaines années sur ce sujet. La reproduction de solutions comparables de celle de Civaux est une piste à envisager pour limiter l’arrêt des réacteurs sans nuire à la biodiversité aquatique des fleuves et rivières concernées. Elle pourrait par exemple être déployée à Golfech, située le long de la Garonne, et arrêtée depuis le 9 juillet à cause des températures.

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En pleine crise des énergies fossiles, l’électricité joue les rôles de valeur refuge. Mais malheureusement, même la fée électrique voit son tarif augmenter à partir du 1er aout. 

Bercy avait pourtant promis le contraire, en décembre 2025. Le tarif de l’électricité va bien augmenter au 1er août prochain, suite aux recommandations de la Commission de régulation de l’énergie (CRE). Le gouvernement a ainsi indiqué qu’il « donnera suite à la proposition de la Commission de régulation de l’énergie, qui doit notamment permettre d’investir dans le maintien de capacités de production pour la saison hivernale et l’entretien de nos réseaux publics d’électricité, dont chacun a pu mesurer l’importance lors des épisodes de chaleur extrême ».

Comprenons donc que cette hausse est principalement liée à l’augmentation du Tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE). Elle devrait répondre aux besoins d’investir dans le maintien de capacités de production pour la saison hivernale, ainsi que l’entretien des réseaux publics d’électricité. Comme l’indique le gouvernement, ce dernier a été mis à mal par les fortes chaleurs. Sous les trottoirs, la température peut atteindre les 80°C, détériorant ainsi les vieux câbles qui finissent par provoquer des court-circuits.

Heureusement, l’augmentation est modeste, puisqu’on parle de 2,5%. Cela représente une hausse d’environ 26€ TTC par an pour un foyer consommant 4,5 MWh/an. Au 31 mars 2026, on comptait 29,37 millions de clients résidentiels abonnés au TRVE, contre 19,75 millions fin septembre 2025.

Une nouvelle organisation depuis le 1er janvier

La promesse d’un tarif stable de l’électricité n’aura donc pas duré. Il faut dire que depuis le début de l’année, les changements sont nombreux, notamment avec la fin de l’Arenh et le début du nouveau mécanisme qui encadre le prix de la production nucléaire : le VNU.

À cette modification s’ajoutent des réflexions profondes sur l’adaptation du réseau aux énergies renouvelables qui sollicitent de manière totalement différente le réseau électrique par rapport aux centrales plus traditionnelles. Rappelons qu’au 1er février 2026, le prix de l’électricité avait bien baissé, mais de seulement 0,83%.

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