Après plus de dix ans de bras de fer, la Commission européenne a refermé le 1ᵉʳ octobre ses procédures contre la France sur l’hydroélectricité. Après un travail acharné des députés, la mise aux enchères de 6 GW, les chantiers de STEP, d’augmentation de puissance et de modernisation vont enfin pouvoir commencer.

Au salon Business Hydro à Grenoble régnait une ambiance de renaissance. Celle d’une production d’énergie installée avant même le nucléaire utilisant l’énergie potentielle de pesanteur de l’eau. C’est la fin d’un feuilleton ouvert en 2015 par la Commission européenne et clos ce jeudi 1ᵉʳ octobre : elle reprochait à EDF une position dominante dans l’hydro et l’absence de remise en concurrence des concessions échues. Depuis des années, les techniciens de barrages témoignaient de l’impossibilité de se projeter dans des travaux d’envergure et de moderniser l’ouvrage, sous risque de perdre la concession dans la foulée.

Pour en sortir, les ouvrages de plus de 4,5 MW passent du régime de la concession à celui de l’autorisation où l’État reste propriétaire mais les exploitants en place, EDF en tête, obtiennent un droit réel de 70 ans. Et en contrepartie EDF ouvrira à ses concurrents, par enchères, au moins 40 % des capacités hydroélectriques installées. La Commission de régulation de l’énergie consulte encore sur les modalités de ces enchères.

Les nouvelles STEP vont pouvoir voir le jour

Sur les ouvrages existants, Bercy attend 2,8 GW de capacités supplémentaires, dont 1,7 GW de stockage (1,5 GW chez EDF d’ici 2035). La consultation a déjà été lancée, juste après les travaux exploratoires démarrés sur la STEP de Montézic en Aveyron. Ici, aucun nouveau bassin n’est prévu, mais une augmentation de puissance de 460 MW grâce à une nouvelle centrale souterraine creusée à côté de la STEP existante, qui fait déjà 920 MW. La concertation publique court jusqu’au 5 novembre avant cinq ans de travaux.

L’article Hydroélectricité : le contentieux avec l’Europe terminé, la filière repart est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Prêt à taux zéro pendant le chantier, fiscalité allégée, risque de taux transféré à l’État : le projet de budget 2027 déroule le tapis rouge aux six premiers EPR2. Reste à savoir combien ça coûtera.

On savait que le Livret A financerait les futurs réacteurs d’EDF. On sait désormais à quelles conditions. Et elles sont généreuses. Le projet de loi de finances pour 2027 crée un programme budgétaire qui, en tout cas, fait la part belle au nouveau nucléaire. Et que l’État paie, à la place d’EDF, une partie des intérêts du prêt que lui accorde la Caisse des dépôts.

Ce prêt, garanti par l’État, couvre 60 % d’un chantier dont le devis dépasse les 70 milliards d’euros. Tant que les réacteurs sont en construction, l’électricien ne verse pas un centime d’intérêts. Une fois qu’ils produisent, le taux passe à 3 %. Fixe, quoi qu’il arrive. Le capital, lui, sera remboursé sur trente-cinq ans.

Qui paie quand le Livret A augmente comme cela devrait être le cas ?

Pas EDF. Car l’argent prêté a un coût variable : il suit le taux du Livret A, majoré d’un point. L’État joue donc l’amortisseur. Pendant le chantier, il règle tout à la Caisse des dépôts. Ensuite, tout dépend du taux du livret préféré des Français. Si son taux dépasse 2 %, le contribuable complète. S’il passe en dessous, c’est EDF qui reverse la différence à l’État. Un contrat pour différences, finalement.

D’après des simulations de Bercy relevées par Contexte, le total des intérêts irait d’une quarantaine de milliards d’euros dans un scénario de taux bas à près de 90 milliards en cas de gros retard. Du simple au double dans l’étude d’impact du projet de loi des finances.

Un coup de pouce fiscal présent dans le PLF

La taxe sur les installations nucléaires, sans changement de règle, les EPR2 l’auraient payée plein pot dès leur autorisation, des années avant de produire leur premier kilowattheure. Ils bénéficieront finalement du tarif réduit, celui des installations à l’arrêt, jusqu’à leur mise en service. Les petits réacteurs modulaires et les sites de gestion des déchets en profiteront aussi.

En commission, là où le PLF est discuté actuellement, insoumis et écologistes ont réclamé la suppression pure et simple des deux mesures. Ils dénoncent un transfert des risques vers l’État. À défaut, LFI veut une clause de remboursement si les réacteurs s’avèrent plus rentables que prévu. Le groupe défend aussi, pour le principe, un grand plan pour les énergies renouvelables à la place des EPR2.

L’article Jusqu’à 90 milliards d’euros d’intérêts : comment les nouveaux réacteurs nucléaires français vont puiser dans le Livret A est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

« Il y aura des interprétations très politiques de ce document », anticipe Emmanuelle Wargon, présidente de la Commission de régulation de l’énergie (CRE). L’autorité vient de publier une étude complète sur le coût justement complet du système électrique français. Les énergies renouvelables (ENR) seraient bénéfiques au réseau même en intégrant le coût du soutien public.

« Je ne parviens toujours pas à digérer l’énormité », écrit Thomas Vulliod, un employé d’EDF, sur le réseau social LinkedIn. Et si un internaute lui rappelle que « ce qu’elle (Mme Wargon, la présidente de la CRE) dit n’est pas faux », l’ingénieur d’EDF d’admettre que « ça n’est techniquement pas un mensonge ». Le rapport publié par la CRE montre qu’un développement des énergies renouvelables fait bien baisser les prix de l’électricité, de même qu’il réduit aussi les revenus des producteurs qui vendent leur électricité sur le marché, EDF en tête.

Un bilan positif, même avec les subventions

La CRE s’est replongée dans les marchés passés et, sans les nouvelles capacités solaires et éoliennes installées entre 2020 et 2025, le prix de l’électricité aurait été environ 20 euros le mégawattheure (€/MWh) plus élevé en 2025. Au lieu de 60 €/MWh, les marchés auraient grimpé à 80 €/MWh.

Le consommateur, ensuite, bénéficie du large déploiement des ENR. 8 milliards d’euros d’économies en 2025 d’après la CRE. Et même si les renouvelables ont un coût pour le réseau électrique, via les mécanismes de soutien public et les besoins d’adaptation des réseaux, la CRE chiffre ces surcoûts à seulement 3,5 milliards d’euros. Le bilan serait donc positif en coûts complets.

Un coût de production quasi nul pour les renouvelables

Le coût de production des ENR est très faible, voire nul. Il leur suffit de soleil ou de vent et les électrons sont générés. Elles sortent alors les moyens de production plus coûteux dans l’ordre de mérite et tirent le prix de gros vers le bas. C’est aussi ce qui favorise la multiplication des épisodes de prix très faibles, voire négatifs lorsqu’il y a trop d’ENR.

Cette baisse des prix affecte donc les autres centrales. Elle réduit les revenus des centrales qui ne bénéficient pas d’un prix garanti, notamment les réacteurs nucléaires. « À l’échelle du système, nous pouvons encore ajouter des renouvelables, mais pour EDF, cela remet en question le modèle économique de son financement et sa capacité à financer ses investissements », reconnaît Emmanuelle Wargon.

Il y a encore beaucoup de place pour les ENR

La CRE a donc cherché à déterminer jusqu’où cette dynamique pouvait aller sans mettre en péril le système électrique dans son intégralité. Dans une simulation où la consommation d’électricité reste constante, le parc solaire et éolien actuel pourrait encore augmenter de 50 % avant que les coûts supplémentaires pour le système et l’État ne dépassent les économies réalisées grâce à la baisse des prix.

Mais le problème du déploiement des renouvelables n’est plus seulement celui de leur coût, c’est aussi celui de leur valeur au sein d’un système électrique où les périodes de surproduction deviennent plus fréquentes. Plus les capacités augmentent, plus elles risquent de faire baisser le prix au moment même où elles produisent.

En 2025, le coût complet du système électrique français évalué par la CRE a atteint 55,9 milliards d’euros répartis entre 40 milliards pour la production et 15,9 milliards pour les réseaux. Les renouvelables hors hydraulique sont à 12,6 milliards d’euros. Les producteurs ont, eux, perçu 42,3 milliards d’euros de revenus, dont 35 milliards issus des marchés de gros et 6,2 milliards des soutiens publics.

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Le grand plan renouvelables en Allemagne tousse, le chancelier ferme les vannes de subventions. Ce n’est pas fini mais le constat est là : l’Etat laissera se développer seules les technologies renouvelables matures.

25 ans après avoir lancé l’Energiewende, l’Allemagne est en train de refermer ce vaste plan, constitué de généreux tarifs de rachat qui ont fait son succès, l’Allemagne étant le moteur des ENR en Europe. Le gouvernement de Friedrich Merz a signé, le 29 juillet, une réforme de la loi sur les énergies renouvelables (EEG) où les producteurs d’électricité verte devront désormais vivre davantage des revenus du marché que des aides publiques.

« Les énergies renouvelables sont devenues compétitives. Là où elles sont rentables, elles n’ont plus besoin de subventions permanentes », acte la ministre de l’Économie et de l’Énergie, Katherina Reiche. L’Etat ne veut plus soutenir indéfiniment des technologies désormais matures. « Les prix de l’électricité doivent être déterminés par le marché et non maintenus artificiellement bas par des aides permanentes ». La ministre ne peut pas faire passer son message plus clairement.

Depuis son adoption en 2000, l’EEG garantit des tarifs d’achat sur vingt ans et l’Allemagne est devenue le premier marché solaire européen avec plus de 110 gigawatts (GW) installés et près de 10 GW supplémentaires raccordés chaque année. Ce modèle date d’une époque où le solaire et l’éolien étaient encore coûteux, ce qui n’est plus le cas aujourd’hui. Les épisodes de prix négatifs et l’abondance de la production continuent d’être subventionnés.

Des CfDs à la rescousse

Alors quelle procédure pour les exposer au marché ? Toutes les nouvelles installations devront désormais vendre directement leur production sur le marché en contrats pour différence (CfD), qui garantissent certes un revenu minimal (tout dépendra de ce niveau).

« Nous voulons davantage de mécanismes orientés vers le marché », estimant que les futurs dispositifs devront offrir « une sécurité d’investissement tout en renforçant les incitations à produire lorsque l’électricité est réellement nécessaire au système ». Les CfDs inciteront à produire au bon moment.

Et sur les réseaux, un second texte autorise désormais les gestionnaires de réseau à repousser jusqu’à six ans le raccordement de nouveaux projets dans les zones les plus congestionnées. « Le développement des renouvelables doit être mieux coordonné avec celui des réseaux », défend Katherina Reiche. Le ministère souhaite privilégier des installations « utiles au système » (systemdienlich en allemand), couplées à du stockage ou flexibles pour le réseau (en s’arrêtant de produire).

Le patronat allemand (BDI) s’en réjouit car l’efficacité économique du système électrique s’en verra renforcée et cela limitera le coût des soutiens publics. Les ONG, elles, font grise mine.

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Si la demande électrique stagne, le système électrique coûtera plus cher, les producteurs seraient en difficulté et le nucléaire et les renouvelables seraient obligées de moduler beaucoup plus.

La France pourrait-elle avoir trop d’électricité décarbonée ? C’est l’un des paradoxes que l’on peut lire dans l’analyse économique de RTE publiée le 15 juillet. Il analyse plusieurs trajectoires d’évolution de la consommation et montre qu’un retard dans l’électrification des usages se traduirait automatiquement par une facture plus salée pour l’ensemble du système. Et donc le message est d’électrifier la France, vite.

Dans sa trajectoire de décarbonation rapide, RTE table sur une consommation électrique de 510 térawattheures (TWh) en 2030 contre 470 TWh dans un scénario lent. Selon les calculs de RTE, le coût complet du mégawattheure consommé passerait respectivement d’environ 78-82 euros par mégawattheure (€/MWh) à 84-91 €/MWh dans une trajectoire plus lente. « La différence de volume d’électricité consommée entre les trajectoires entraîne une augmentation du coût complet par unité d’électricité consommée », résume donc RTE dans son analyse économique.

Des consommateurs à la fête mais pas les producteurs et les finances publiques

Un ralentissement de l’électrification aurait un double effet paradoxal sur les prix. Une demande plus faible favoriserait un contexte de prix bas, favorable aux consommateurs à court terme, mais beaucoup moins favorable aux producteurs et aux finances publiques.
RTE estime que le coût des dispositifs de soutien public augmenterait d’environ 5 milliards d’euros par an dans un scénario de prix bas par rapport à une trajectoire de forte électrification. Et les producteurs qui ne sont pas sous appel d’offre ou obligation d’achat pourraient perdre jusqu’à 9,4 milliards d’euros par an.

Jusqu’à 55 TWh de modulation pour le nucléaire

Et physiquement, il faut équilibrer ce réseau surcapacitaire. Avec un parc nucléaire conséquent et des renouvelables qui ne cessent de se déployer, la capacité à moduler la production sera importante et obligatoirement imposée. À court terme, la modulation du nucléaire due à l’absence d’opportunité économique sur le marché pourrait être absorbée par EDF en étant combinée avec les variations déjà réalisées aujourd’hui pour optimiser le fonctionnement du parc (la modulation qui, aujourd’hui, lui fait gagner de l’argent).

Mais en 2030-2035, dans la trajectoire de décarbonation rapide, les besoins de modulation du nucléaire se stabiliseraient entre 10 et 20 TWh et ceux des énergies renouvelables resteraient autour de 5 TWh et explosent dans l’autre scénario. La modulation du parc nucléaire pourrait atteindre 40 à 55 TWh dès 2030. Pour les renouvelables, les besoins iraient jusqu’à 20 TWh en 2035.

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Habitants évacués, maisons abandonnées : la commune de Cestas n’a pas été épargnée par les graves incendies qui ont ravagés plus de 42 000 hectares de forêt en Gironde. Pourtant, une infrastructure particulière a tenu bon : la centrale solaire géante de Neoen. Située en plein coeur d’une front de pins des Landes, elle a été épargnée grâce à sa bonne préparation contre les incendies. 

La plus grande centrale photovoltaïque de France a failli y passer. Mêmes si les flammes sont venues aux abords de la centrale lors des violents incendies qui ravagent toujours la Gironde, la centrale de Cestas, 300 mégawatts crêtes (MWc), n’a pas vraiment été abimée. Le feu est quand même entré sur quelques mètres à l’intérieur. À Cestas, au sud-ouest de Bordeaux, dans la nuit du 26 au 27 juillet, les panneaux du parc PV ont été épargnés et les dommages ne sont que sur des câbles souterrains et peut-être, encore à vérifier, sur le poste source.

Les panneaux solaires jouent le rôle de pare-feux

« Les bandes de débroussaillage alentours et la tonte régulière à l’intérieur l’ont préservée. Le feu n’a pénétré que quelques mètres sous les panneaux », explique Guillaume Decaen, directeur général des opérations de Neoen, auprès du média Greenunivers. Les pompiers ont aussi réalisé des contre-feux à proximité du site.
La centrale a quand même été mise à l’arrêt dès dimanche matin. Le courant a été coupé à distance et les équipes n’ont pas pu accéder immédiatement au site, le feu continuant d’être un peu actif. Des équipes dont quatre salariés présents sur le site ont dû évacuer leur logement.

Des centrales qui peuvent aussi freiner les incendies

Alors comment a-t-elle pu être bien préparée ? Les centrales photovoltaïques en milieu forestier doivent obligatoirement bien entretenir leurs pourtours en lien avec la végétation. A cela s’ajoute le fait que la centrale a déboisé une grande parcelle, limitant le combustible des flammes. Les pompiers ont même pu s’appuyer sur les trois forages du site qui donnent accès à la nappe phréatique pour alimenter leurs opérations. Les pompiers ont aussi surveillé de près cette centrale car se trouvent à côté le Laser Mégajoule et le centre du CEA du Barp.

Ces centrales sont donc, en quelques sortes, des pare-feux. Et d’autres centrales ont du s’arrêter dans ce contexte d’incendie en Gironde. Engie et Valorem ont subi le même sort et ont été obligé d’arrêter la production. Plus largement, RTE a mis hors tension des lignes menacées par les flammes et Enedis doit faire le bilan des dégâts.

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Pourquoi le solaire résidentiel stagne à 6% des maisons françaises ? Alors que nos voisins européens nous dépassent largement, Hello Watt publie une étude pour comprendre la raison : soutien public, maturité, révolution Energétique s’est plongé dans ce rapport.

Dans une étude publiée par Hello Watt, seulement 6 % des maisons individuelles françaises étaient équipées de panneaux photovoltaïques entre juillet 2025 et juin 2026. C’est ridicule devant les Pays-Bas (58 %), la Belgique (39 %) ou l’Allemagne (33 %). La méthode d’abord : Hello Watt a analysé 100 000 maisons individuelles. Le Nord-Est avance vite, notamment dû à leur proximité avec la Belgique et les Pays-Bas, deux marchés matures en la matière.

Les raisons ensuite. On pourrait naturellement penser à l’ensoleillement, mais les pays les plus avancés ne sont pas les plus ensoleillés. Cela n’explique donc pas les écarts constatés. Pour Sylvain Le Falher, cofondateur de Hello Watt, c’est plutôt un critère économique. Dans ces pays, « Le coût de l’électricité est plus élevé qu’en France » et donc mécaniquement l’autoconsommation est bien plus avantageuse même si le solaire est aujourd’hui rentable en France, précise-t-il, notamment avec la baisse des coûts.

Une politique moins volontariste que nos voisins

Depuis 2023, les prix des panneaux et des batteries ont été divisés par deux et sont plus rapidement rentabilisés. Les freins maintenant. Si le coût des équipements diminue, l’investissement initial reste élevé et il faut avoir les moyens. Hello Watt remarque que la France incite moins que d’autres pays. En France, les aides se limitent à une TVA réduite à 10 % ou 5,5 % selon les installations, et à une exonération d’impôt sur le revenu dans certains cas.

À l’inverse, les Pays-Bas proposent une TVA nulle et des prêts à taux préférentiels pour financer les travaux d’économie d’énergie. Alors la France pourrait-elle ouvrir l’éco-prêt à taux zéro au photovoltaïque résidentiel ? C’est en tout cas ce que plaide Hello Watt. Cela permettrait de réduire de 50 % les mensualités d’un foyer équipé de panneaux solaires et jusqu’à 60 % lorsqu’une batterie est ajoutée. Les panneaux solaires deviennent plus accessibles même pour les ménages modestes. La maturité du marché français sur le PV est moyennement bonne. « Nous partons de plus bas. Nous en sommes au début de la filière », se désole Sylvain Le Falher. Il n’y a pas de large politique volontariste sur le PV contrairement au développement depuis une décennie aux Pays-Bas ou en Belgique. Peut-être que la donne changera avec le grand plan d’électrification toujours attendu.

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La France a raccordé 7,3 GW de capacités renouvelables supplémentaires en 2025, pour 84,2 GW de puissance totale. Pourtant, les ENR marquent le pas par rapport aux années précédentes. Cette tendance, constatée par le Syndicat des énergies renouvelables, éloigne un peu plus la France des objectifs de la troisième Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE3). Dans ce contexte peu réjouissant, l’éolien offshore fait figure d’exception grâce aux raccordements réalisés en 2025, et à la publication de l’AO10. 

Le syndicat des énergies renouvelables, le SER, a publié le Panorama de l’électricité renouvelable en France pour faire le bilan des capacités installées. Le lobby des ENR, par la voix de son président Jules Nyssen très actif dans la sphère politique et dans sa communication, alarme sur le ralentissement du déploiement des ENR.

L’occasion, dans ce rapport de faire le bilan, ENR par ENR des capacités installées et des ajouts en 2025. L’éolien terrestre culmine à 23,87 GW installés fin 2025, avec +883 MW raccordés dans l’année. Le rythme est plus faible que l’année 2024, qui voyait +1,14 gigawatts (GW). L’éolien terrestre a produit +2,5 % sur un an et un facteur de charge de 21,4 %. Sa production électrique représente l’équivalent de 9,8 % de la consommation électrique métropolitaine en 2025 contre 9,7 % en 2024.

Les Hauts-de-France ont 6,59 GW d’éolien terrestre, devant le Grand Est et ses 5,17 GW, qui représentent la moitié de la production nationale.
Avec le rythme qui ralentit, la filière peine à rattraper son retard sur les ambitions de la PPE 3 qui prévoit 31 GW d’éolien terrestre en 2030. On en est donc à 77 % fin 2025. Les projets en développement représentent encore 13,5 GW.

Pied sur l’accélérateur pour l’éolien en mer

L’éolien en mer a le plus fortement progressé et atteint 1,92 GW (+415 MW en 2025), soit une augmentation de 27% en un an, et 5,7 TWh de production (+43,3% par rapport à 2024). Un facteur de charge plus élevé que l’éolien terrestre (38%) montre pourquoi la priorité lui est donnée dans le développement futur. La PPE 3 luis consacre 3,6 GW installés en 2030 et 15 GW en 2035.

30 GW de solaire et la dynamique s’accélère. En 2025, avec 5 941 MW raccordés contre 3 GW par an entre 2022 et 2023 et 5 GW en 2024, c’est la plus grande progression de ces dernières années. Mais la filière fait grise mine : les appels d’offres n’arrivent pas ou en faible volumes.

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Une trentaine de recommandations élaborées sur mission du gouvernement, Raphaël Schellenberger a livré le fruit de mois de travail pour faire décoller la consommation d’électricité et tenter de se passer progressivement des énergies fossiles.

Le réseau électrique doit-il servir en priorité les usines plutôt que les datacenters ? C’est une des questions que s’est posées le député de droite mais non inscrit Raphaël Schellenberger, dans son rapport remis au Premier ministre. Vingt-neuf recommandations pour accélérer l’électrification de l’industrie française que nous avons décortiquées.

Il part d’un constat qui justifie qu’aujourd’hui, l’électrification stagne à 37 % dans l’industrie : les technologies existent mais les investissements n’arrivent pas. Tout ce qui a besoin de chaleur est toujours d’origine fossile : sur 210 térawattheures (TWh) consommés en 2021, seulement 15,3 TWh étaient électriques. Pourtant, la moitié des fossiles utilisés dans les procédés qui nécessitent beaucoup de chaleur pourraient être remplacés par de l’électricité avec des technologies qui sont déjà sur le marché.

Pour les secteurs de l’agroalimentaire, la chimie, le papier ou le textile, il propose de créer un fonds de garantie, porté par Bpifrance, et de faciliter le tiers-financement des investissements (où le financeur est aussi l’opérateur et l’industriel achète, par exemple, la vapeur). Il souhaite aussi revoir les aides publiques pour privilégier l’électrification, adapter les taux réduits d’accise lorsque seul un procédé est électrifié et accompagner, avec les chambres de commerce, 10 000 PME au plus vite.

Équilibrer production d’électricité et électrification à venir

D’autres recommandations portent sur le raccordement. Trente gigawatts (GW) sont actuellement demandés à RTE (trois fois la puissance de l’industrie). Les demandes d’études exploratoires ont elles aussi explosé : 260 en 2019 à plus de 5 300 en 2025.

Comme la file d’attente de batteries, la saturation est plutôt administrative que physique. Des projets ont réservé de la capacité, mais ne sont pas matures pour autant (il pense à l’hydrogène et aux data centers). Le député se prononce donc en faveur d’une réflexion déjà entamée en dehors de ses travaux, qui est le « premier prêt, premier servi » et non plus le premier arrivé. Les projets d’électrification d’usines existantes devraient être prioritaires, dit-il, avec les travaux de raccordement les plus courts.

Toujours sur le réseau, il veut remplacer les Schémas régionaux de raccordement des énergies renouvelables (S3REnR) par des Schémas régionaux de raccordement aux réseaux (S3R), qui prendraient en compte non seulement les nouvelles productions d’électricité mais aussi les futurs besoins de consommation. Les saturations pourraient bouger et un territoire saturé en injection (trop d’énergies renouvelables localement) pourrait accueillir des programmes d’électrification et, au contraire, d’autres territoires qui attendent l’électrification pourraient voir des ENR raccordées à proximité.

Enfin, il dresse une hiérarchie des usages de l’électricité, comme il y a par exemple sur la ressource bois, eau… D’abord, les industries extractives, manufacturières et de transformation avant les services numériques. Dans son viseur : les data centers.

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Les trois projets HydroZère (Engie Solutions H2), eM-Rhône (Elyse Energy) et FertHySomme (FertigHy) percevront 778 millions d’euros pour concevoir leurs électrolyseurs et produire de l’hydrogène décarboné.

Près de six ans après l’annonce de la stratégie nationale hydrogène, le gouvernement vient de désigner les premiers bénéficiaires du mécanisme de soutien à la production d’hydrogène décarboné par électrolyse. Les projets HydroZère (Engie Solutions H2), eM-Rhône (Elyse Energy) et FertHySomme (FertigHy) se partageront 778 millions d’euros d’aides sur quinze ans, a annoncé le ministère de l’Économie dans un communiqué de presse. Ils représentent 161,4 mégawatts (MW) de capacités d’électrolyse.

En Lozère, HydroZère concevra un électrolyseur de 5 MW sur le site d’ArcelorMittal de Saint-Chély-d’Apcher pour remplacer l’H2 produit par vaporeformage du méthane et alimenter les fours de recuit de l’aciériste. À Salaise-sur-Rhône, en Isère, eM-Rhône est soutenu sur 61,1 MW de son électrolyseur de 210 MW. Cette partie du projet produira environ 50 000 tonnes par an de méthanol bas-carbone pour l’industrie chimique. Ces volumes ne s’adressent pas aux carburants de synthèse pour le transport maritime ou aérien.

Le troisième, FertHySomme (FertigHy) voit sa capacité soutenue à hauteur de 95,3 MW des 200 MW d’électrolyseurs. Elle est destinée à alimenter une nouvelle usine d’engrais azotés bas carbone dans la Somme.

Une stratégie hydrogène qui a mis du temps à être définie

Le dispositif ne date pas d’hier (2020) mais a réellement été lancé fin 2024. Tout est souvent long à se décider dans l’hydrogène, et c’est maintenant que l’État aide à compenser l’écart de coût entre l’hydrogène produit par électrolyse et celui issu du gaz naturel fossile. Nous écrivions sur le soutien démesuré par rapport à ses effets et les critiques de la Cour des comptes sur l’ancienne trajectoire H2 qui visait les voitures. Désormais, la stratégie est recentrée et l’avenir nous dira si ces électrolyseurs peuvent être économiquement viables.

Sur les dix projets présélectionnés lors de la phase de dialogue concurrentiel, seuls six ont finalement déposé une offre et trois ont été retenus. Le gouvernement n’a pas dévoilé le nom des candidats recalés mais c’est vrai qu’il manque GravitHy. Le soutien de son projet de production de fer préréduit à Fos-sur-Mer alimenté par un électrolyseur de 720 MW ne pouvait pas cumuler cette aide avec le mécanisme de compensation des coûts indirects du carbone destiné aux industries électro-intensives. L’entreprise a déposé, le 23 juillet (lendemain de l’AO), ses demandes de permis de construire et d’autorisation environnementale en espérant être sélectionnée lors d’un deuxième tour.

D’autres comme Verso Energy, Lhyfe ou H2V n’avaient pas candidaté, car les usages destinés à l’export ou aux transports étaient exclus de cette première tranche.

L’article Ces trois projets d’hydrogène bas-carbone qui vont toucher 780 millions d’euros de l’État est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

La Commission de régulation de l’énergie estime que les charges de service public de l’énergie (CSPE) bondiront de 15 % en 2027. Elles augmentent année après année depuis la fin de la crise des prix.

La facture du soutien de l’État aux énergies renouvelables (ENR) continue sa hausse. Dans une délibération publiée le 20 juillet par la Commission de régulation de l’énergie (CRE), les prévisions des charges de service public de l’énergie (CSPE) pour 2026 s’élèvent à 12,3 milliards d’euros, et, dès 2027, ces charges devraient atteindre 14,2 milliards d’euros, soit +1,9 milliard (+15,4 %) en un an.

Certes, les charges avaient été moins élevées qu’anticipé lors du même exercice, il y a un an, en 2026. L’anticipé (6,79 milliards) est plus élevé que le corrigé (6,24 milliards), notamment grâce à la diminution des primes versées aux installations photovoltaïques sous les arrêtés tarifaires S17 et S21.

Le soutien au biométhane moins coûteux grâce aux prix élevés du gaz

Le soutien au biométhane coûte lui aussi moins cher qu’anticipé. La hausse des prix du gaz augmente en effet les revenus tirés de la vente du biométhane sur les marchés, réduisant mécaniquement la compensation versée par l’État. Le soutien aux ENR est un contrat pour différence : un tarif cible est garanti, la production est vendue sur le marché et l’État vient combler ou récupérer la différence entre le tarif cible et le prix de marché si le prix est inférieur ou supérieur respectivement. Il ne coûtera finalement pas 1,74 mais 1,57 milliard d’euros.

Malgré ces provisions plus élevées et corrigées, les CSPE sont en augmentation régulière, particulièrement avec la hausse des renouvelables soutenus et déployés.

Limiter les heures à prix négatifs pour économiser

Et le rythme est plutôt à une augmentation de la CSPE même si le mode de rémunération et son montant essaient de les faire baisser. C’est parce que les volumes ENR augmentent. En 2025 : 75 térawattheures (TWh) sous appel d’offres ou obligation d’achat, 89 TWh en 2026 et 98,7 TWh en 2027. En deux ans, 24 TWh supplémentaires seraient soutenus par l’État.

Le biométhane se met, lui aussi, à augmenter ses charges. +263 millions d’euros en 2027 avec des prix du gaz en baisse et des volumes de biométhane en hausse. Des économies de CSPE pourraient venir, selon la CRE, des épisodes de prix négatifs à moins compenser. Obliger d’arrêter leur production lorsque les prix de marché sont négatifs permettrait d’économiser 100 millions d’euros par an. Comme les 26 avril et 1ᵉʳ mai 2026 où les prix spot ont atteint -500 €/MWh sur certaines heures et où l’État aurait perdu 40 millions d’euros.

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Dans une boîte à outils publiée le 17 juillet, la Commission européenne expose ses conseils aux États membres pour que les énergies renouvelables soient mieux acceptées localement.

Accélérer le déploiement des ENR n’est pas qu’une histoire de réseau, de politique industrielle, de technologie et de volonté. La Commission constate de plus en plus un autre phénomène, à mesure que le déploiement s’accélère : l’acceptabilité locale. Comme en témoigne le gigantesque appel d’offre 10 (AO 10) français, qui prévoit l’installation de cinq gigawatts (GW) d’éoliennes sur terre et cinq autres gigawatts d’éoliennes en mer. Comment convaincre et faire adhérer les citoyens qui auront une éolienne ou des panneaux solaires dans leur champ de vision ?

Pour répondre à cette question qui relève uniquement de l’humain, Bruxelles a publié une boîte à outils recensant les bonnes pratiques déjà mises en œuvre dans plusieurs pays européens et qui ont fonctionné. Présentée dans le paquet réseaux, elle recommande d’inclure dès le début les citoyens. Informer ne suffit plus. Il faut que les populations tirent directement un bénéfice de ces installations.

Redistribuer une partie des revenus aux riverains

Alors, comment partager la valeur ? En incitant les habitants à intégrer le capital des projets via des modèles coopératifs ou du financement participatif, par exemple. Une autre possibilité est de reverser une partie des revenus des parcs aux territoires, par exemple à travers des fonds locaux finançant des équipements publics ou des projets environnementaux (c’est déjà le cas en France) ou encore la réduction de facture pour les riverains du parc.

Aussi, au travers des communautés énergétiques. Elles permettent de devenir acteur de la production renouvelable et de partager les bénéfices économiques (ainsi que les contraintes de consommation). Au Danemark, les propriétaires peuvent être indemnisés lorsqu’un projet d’énergie baisse la valeur de leur logement de plus de 1 % de la valeur immobilière. Les Danois peuvent aussi intégrer le capital des projets.

Mieux associer les citoyens aux décisions

Les compensations financières, c’est bien, mais Bruxelles estime qu’il faut revoir les procédures de concertation. Les habitants sont souvent consultés trop tard, une fois les choix déjà arrêtés (c’est plus vraiment de la concertation…). Il faut plus échanger, plus tôt, avec des réunions publiques, des plateformes d’information et, lorsqu’il y a besoin, appeler des médiateurs indépendants pour faciliter le dialogue entre développeurs, collectivités et riverains.

Les recommandations de la Commission restent évidemment non contraignantes pour les États membres. C’est bien une boîte à outils dont, notamment en France, certaines mesures sont déjà implémentées.

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Après l’explosion d’un transformateur en Bretagne fin juin en pleine canicule, les salariés de RTE ont choisi d’exercer leur droit d’alerte.

Le 23 juin dernier, un rare incident s’est produit en Bretagne : deux transformateurs condensateurs de tension (TCT) ont explosé dans un poste électrique de 225 000 volts à Ergué-Gabéric près de Quimper. Aucune victime mais tout de même 119 000 foyers qui se sont retrouvés privés d’électricité.

Quelques jours plus tard, les représentants du personnel de RTE Maintenance ont décidé de pousser un coup de gueule et d’alerter sur un « danger grave et imminent ». Ils demandent à mieux tracer les incidents survenus pendant les deux canicules, cartographier les équipements sensibles à la chaleur et à réévaluer les mesures de sécurité autour des installations à risque. « Nous voulons mettre l’employeur face à ses responsabilités », expliquent les représentants syndicaux devant la « fragilisation globale des conditions de sûreté d’exploitation ».

Des équipements vieillissants, mais un plan en préparation

Alors qu’est-ce qu’un TCT ? Ce sont des transformateurs condensateurs de tension. Ils mesurent la tension sur les lignes électriques et la surveillent. Leur isolation repose sur de l’huile et du papier qui se dégradent avec le temps. Lors de fortes chaleurs, l’humidité peut s’y immiscer et créer des décharges électriques. Cette explosion pourrait ne pas être un cas isolé, car 500 équipements de ce type sont encore en service en France.

C’est faible par rapport aux actifs sous gestion de RTE, qui exploite plus de 100 000 kilomètres de lignes haute et très haute tension et près de 2 700 postes électriques, mais ils sont révélateurs, pour les syndicats, du vieillissement des infrastructures et de leur non-adaptation à la chaleur. Évidemment, la direction de RTE juge marginal le risque que cela survienne à nouveau même si des équipements ont dû être déconnectés préventivement, reconnaît-elle.

RTE prévoit, de toute manière, d’investir dans la modernisation de son réseau avec un méga plan. Aussi, pour l’adapter au réchauffement climatique, avec 100 milliards d’euros au total.

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Les agents d’EDF bénéficient d’une importante ristourne sur le prix de leur électricité. La Cour des comptes préconise de revoir rapidement cet avantage qui pèserait lourd sur les finances de l’entreprise.

700 millions d’euros par an. C’est le coût du tarif préférentiel dont bénéficient les salariés et retraités d’EDF selon le dernier rapport de la Cour des comptes. Publié le 17 juillet sur le thème plus large de la gestion des ressources humaines du groupe, les magistrats jugent cet avantage devenu « démesuré » et estiment qu’il « ne peut perdurer en l’état ». Ça coûte trop cher à l’entreprise, déjà bien endettée, disent-ils tout simplement.

Pourquoi les employés ont-ils accédé à cet avantage, et pas des moindres ? Après la nationalisation d’EDF, le tarif agent est né et les employés dépensent une somme symbolique pour leur fourniture d’électricité. Redevables aujourd’hui de 0,0061 € par kilowattheure (kWh) d’électricité et de 0,0024 €/kWh de gaz, ils n’ont pas bougé depuis 1951 pour l’électricité et 1962 pour le gaz. C’est plus de trente fois moins cher que le tarif réglementé de l’électricité proposé au grand public, actuellement à 0,194 €/kWh.

Et depuis 2021 où les prix se sont envolés, la Cour des comptes calcule que les agents ne paient plus que 2,2 % du prix moyen de l’électricité et 1,8 % de celui du gaz en comparaison avec les autres ménages.

Réformer, oui, mais pas de suite, estime le PDG d’EDF

En 2024, cela a coûté au total 700 millions d’euros. Et parce qu’il est maintenu aux retraités, le groupe doit provisionner des engagements sociaux de long terme pour 3,9 milliards d’euros. La Cour ne veut pas le supprimer mais le réformer avec le plafonnement des volumes d’énergie achetés au tarif agent et l’indexation du tarif sur les coûts réels de l’énergie.

Dans sa réponse annexée au rapport, on imagine comment le sujet doit être sensible et la réponse regardée par les salariés. Le PDG d’EDF Bernard Fontana partage l’analyse, le travail du gouvernement qui a déjà planché dessus, mais, dit-il, ce n’est pas forcément le moment de s’y attaquer. Avec la prolongation du parc nucléaire existant, la construction de nouveaux EPR2, les investissements dans les réseaux et le développement des énergies renouvelables, pas question de soulever une grogne chez les salariés. Il faudra une implication des équipes et des recrutements massifs pour mener ces chantiers à bien. Il est donc nécessaire de préserver « un fort engagement du corps social ».

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Un rapport annuel de la banque d’affaires Lazard affirme que les énergies renouvelables sont les plus compétitives en cout complet.

Le rapport de Lazard sur le coût actualisé des différentes technologies de production d’électricité (LCOE) est attendu chaque année par le secteur énergétique pour mesurer la compétitivité, en coût complet, de chaque mode de production. Ce rapport considérait, jusqu’à l’année dernière, les capex et opex propres à chaque énergie mais pas les investissements réseau nécessaires et la flexibilité qui doit accompagner ces modes de production. C’était le reproche régulièrement adressé aux énergies renouvelables (ENR), coûteuses pour le réseau électrique global en flexibilité et disponibilité, alors que leur production est peu chère si elle est regardée de manière isolée.

Le solaire, un poil moins cher

La conclusion de la banque d’affaires est, pour la première fois, que les renouvelables sont quand même parmi les plus compétitives même en prenant en compte les coûts (presque) complets. Pour le calculer, voici comment elle s’y est prise, avec un exemple : dans la zone du gestionnaire de réseau américain PJM (à l’est des États-Unis), le solaire n’est crédité que de 12 % de capacité « ferme », la part jugée réellement fiable à la pointe de demande. Garantir les 88 % restants ajoute 37 $/MWh au coût de production qui passe de 86 à 123 $/MWh. À comparer aux 51–129 $/MWh d’une centrale à gaz neuve à cycle combiné : le solaire « fermé » reste dans la fourchette, mais en haut.

Appelé dans le rapport « Levelized Firming Cost », cet indicateur estime le coût supplémentaire nécessaire pour garantir la disponibilité de l’électricité produite par chaque filière. Et même avec ce surcoût, le solaire et l’éolien restent parmi les solutions les plus compétitives pour construire de nouvelles capacités de production.

Un LCOE qui remonte tout de même

Le coût complet du solaire varie entre 98 et 167 $/MWh et celui de l’éolien entre 95 et 155 $/MWh. Comme évoqué précédemment, une nouvelle centrale à gaz à cycle combiné affiche un coût compris entre 51 et 129 $/MWh, tandis qu’une turbine de pointe grimpe entre 144 et 276 $/MWh.

Hors coût complet, le photovoltaïque est en tête avec un LCOE de 40 à 98 $/MWh juste devant l’éolien terrestre (37 à 99 $/MWh). Le nucléaire neuf reste la filière la plus coûteuse (entre 175 et 255 $/MWh).

Une moins bonne nouvelle est qu’après plus d’une décennie de baisse du LCOE, les coûts se stabilisent. La hausse du coût du capital, les tensions sur les chaînes d’approvisionnement et l’augmentation des coûts de construction freinent les gains. C’est par exemple observé sur le stockage. Pour une batterie lithium-ion de 100 MW avec quatre heures d’autonomie, le LCOS (« S » pour storage) a augmenté de 254 $/MWh en 2025 à 292 $/MWh en 2026 (+15%).

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Le solaire et l’éolien ne pourront plus se développer n’importe où, la faute à un réseau de distribution saturé. Enedis et RTE publient une nouvelle carte pour orienter les porteurs de projets vers les territoires où le réseau peut encore accueillir de nouvelles capacités.

Dès qu’il y a de la transparence, il y a orientation de la stratégie. Avec la publication de cette carte interactive pour que les développeurs analysent où il reste de la place sur les postes en France. Ils pourront alors relocaliser leur prospection de foncier, et réagir lors de chaque mise à jour prévue plusieurs fois par an. Jusqu’à présent, il y avait Cartostock pour en savoir plus sur les places disponibles pour accueillir les batteries (Le réseau est d’ailleurs saturé, il n’y a plus de place sauf à attendre le renforcement du réseau ou d’accepter des limitations dues aux congestions). Désormais, cet outil s’accompagne d’une carte des zones en contrainte pour raccorder en HTA ou BT.

Lorsqu’on ouvre cette carte, on y distingue trois couleurs : les zones blanches, où Enedis n’est pas gestionnaire du réseau, les zones rouges, où le raccordement sera bloqué à court terme par manque de capacité et les zones non saturées, où des études au cas par cas restent doivent être menées avant tout projet d’installation. Si 10% de la capacité est saturée, 90 % des zones couvertes par Enedis disposent encore de capacités d’accueil pour de nouvelles installations, c’est le verre à moitié plein. Les secteurs saturés devront attendre le renfoncement du réseau, avec le grand plan d’investissement attendu pour ces prochaines années. Enedis estime devoir consacrer 10 milliards d’euros au raccordement des énergies renouvelables entre 2022 et 2040.

En attendant, les producteurs peuvent accepter des limitations temporaires en injection à certaines heures, développer du stockage par batteries colocalisé (les derniers AO PPE2 sol et neutre le prévoient).

Des campagnes saturées

Les zones sous tension sont principalement dans des territoires ruraux. Dans le Lot-et-Garonne, l’Indre ou la Lozère, le développement du photovoltaïque sur les toitures agricoles a dépassé les capacités initialement prévues par le réseau et l’ont saturé en injection. En réalité, cela fait des décennies que le réseau a été conçu pour transporter l’électricité produite par quelques grandes centrales vers les consommateurs. Avec le solaire et l’éolien, les flux deviennent plus décentralisés et les zones de production sont rarement les zones de consommation.

Jusqu’ici le foncier était le goulot d’étranglement (les parcelles étaient de plus en plus dures à sécuriser avec la concurrence grandissante), mais désormais, le réseau risque de bientôt le devenir.

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Beaucoup l’auront remarqué ces dernières semaines : un logement classé DPE A ou B ne garantit pas un intérieur supportable pendant la canicule. Historiquement, le DPE privilégie largement la bonne conservation de la chaleur l’hiver mais néglige le confort d’été. Un constat qui pose problème à l’heure du réchauffement climatique. 

Cela peut sembler surprenant mais des logements peu énergivores, rénovés et très bien notés par le DPE, peuvent être de vraies bouilloires thermiques en période caniculaire. À l’inverse, certains logements au moins bon DPE peuvent être plus confortables l’été avec leur conception, leurs volets ou leur inertie.

Créé pour évaluer la consommation d’énergie et les émissions de gaz à effet de serre d’un logement, le DPE répond à la question : combien d’énergie faut-il pour chauffer ? Il est vrai que depuis sa réforme de 2021, le DPE intègre une évaluation du confort d’été. Mais cela pèse peu dans le classement. Pourtant, l’enjeu est important car la lettre qui classe les logements de A à G est la première regardée par les vendeurs, acquéreurs et locataires. Peu de monde regarde la note du confort d’été.

Et le problème, c’est que les critères qui protègent d’une canicule ne sont pas exactement les mêmes que ceux qui permettent de réduire les besoins en chauffage. L’orientation des fenêtres, la présence de volets, la possibilité de créer une ventilation qui traverse l’appartement, l’inertie des matériaux ou la capacité du bâtiment à évacuer la chaleur accumulée sont autant d’éléments qui pèsent dans le confort estival.

Une solution à Lyon

Une grande baie vitrée exposée plein ouest sans store extérieur peut très bien rentrer dans la catégorie « appartement performant énergétiquement » mais être un calvaire en été. A l’inverse, une mauvaise gestion de l’inertie peut devenir très problématique en créant un phénomène de surchauffe. De la même manière, certains paramètres comme les ombrières au dessus des ouvertures sont des solutions simples, mais pas assez prises en compte, pour limiter la surchauffe des bâtiments.

À Lyon, la municipalité de l’écologiste Grégory Doucet veut contourner les failles du DPE (décidé nationalement) avec la notion de « bouilloires thermiques », que seraient 62% des appartements de la ville. Il travaille à un fond d’adaptation pour financer des volets, des brasseurs d’air, et faire évoluer les critères d’insalubrité des logements en intégrant « comme pour le plomb ou l’amiante, une trop grande exposition à la chaleur ».

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Un quart de l’électricité européenne, 52 térawattheures (TWh), c’est gigantesque ce qu’a produit le solaire dans l’UE. Première source d’électricité, cette énergie renouvelable est déployée à tout va dans l’UE.

Dans un rapport publié par Ember le 14 juillet, on apprend que le photovoltaïque a généré 52 TWh d’électricité sur le seul mois de juin, c’est un quart de la production européenne. Mai était déjà un record avec 47 TWh (23 % du mix). En quatre ans, on observe un véritable boom : en juin 2022, le solaire ne fournissait encore que 26 TWh, (13 % du mix).

Avec ses 25%, le solaire a éclipsé les autres modes de production : le nucléaire à 21 %, le gaz à 15 %, l’éolien à 14 %, l’hydroélectricité à 12 % et enfin le charbon (8 %). Au total, les renouvelables ont couvert 55 % de l’électricité consommée dans l’Union européenne ce mois de juin.

L’Allemagne et l’Espagne leaders européens

Sans surprise, les marchés où le solaire s’est le plus développé sont l’Allemagne (où le solaire a produit 36 % de l’électricité en juin) et l’Espagne (34 %). La Belgique, les Pays-Bas et le Portugal ont aussi dépassé le tiers du mix. Dans plusieurs pays, Hongrie et les États baltes, le solaire a même approché la moitié du mix électrique mensuel même si leur contribution, en TWh, est marginale au niveau européen.

L’Europe a dû répondre à une vague de chaleur où les climatiseurs ont augmenté la demande. Le solaire a largement aidé même si nous relevions que le gaz prenait le relai en France pour notamment soutenir… ce même voisin allemand.

De son côté, la France est restée à la traîne. Selon RTE, le solaire a produit environ 4,4 TWh en juin, (11 % du mix). Il s’est classé deuxième source d’électricité ce mois-ci devant l’hydroélectricité (4,2 TWh).

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L’enjeu était de taille : permettre le soutien financier de l’État pour déployer jusqu’à 11 GW d’éoliennes offshore. Après étude, la Commission Européenne vient de valider le programme de financement de l’AO10, d’un montant maximal de 63 milliards d’euros sur 25 ans. Ces 11 nouveaux projets devraient être attribués juste avant les prochaines élections présidentielles. 

Bien que le cahier des charges ait déjà été publié le 12 juin, la Commission européenne a autorisé a posteriori le dispositif d’aide publique associé au dixième appel d’offres français d’éolien en mer, l’AO10. Comme c’est un appel d’offre om l’Etat comblera l’écart entre le prix de vente et le tarif retenu dans le cadre de l’appel d’offre, c’est bien une aide publique conséquente.

L’avis de Bruxelles vient donc sécuriser l’aide la plus grande jamais autorisée en France dans l’éolien. Onze parcs éoliens répartis sur plusieurs façades maritimes, en mer du Nord, dans l’Atlantique et en Méditerranée, 11,1 GW et jusqu’à 47,8 TWh de production d’électricité chaque année (10,6 % de la consommation électrique française), les chiffres donnent le tournis.

Les futurs exploitants auront biddé un prix, remporté un ou plusieurs parcs à ce tarif (pouvant atteindre 100 €/MWh). Si les prix de marché passent sous ce niveau, l’État compensera l’écart. À l’inverse, si les prix dépassent ce seuil, les producteurs reverseront une partie des revenus supplémentaires aux pouvoirs publics (c’est quand même moins probable dans ce sens).

63 milliards d’euros : un plafond théorique mais qui ne devrait pas être atteint

Le montant annoncé par Bruxelles – jusqu’à 63 milliards d’euros – correspond au coût maximal potentiel du dispositif sur toute sa durée. Il ne s’agit pas d’une dépense immédiate de l’État mais d’un scénario extrême dans lequel les prix de l’électricité resteraient bas. Dans un scénario intermédiaire, le coût net pour les finances publiques serait compris entre 5 et 10 milliards d’euros. Si les prix de l’électricité restent élevés, le mécanisme pourrait même devenir favorable à l’État grâce aux reversements effectués par les producteurs.

En miroir, le gouvernement insiste sur les 35 milliards d’euros liés à la construction des parcs, 15 milliards pendant leur exploitation et environ 7 milliards de recettes fiscales qui seront générés, soit 57 milliards de retombées potentielles + 20 milliards d’euros à la charge de RTE. Même si le montant peut paraître démesuré, certains dans le secteur considèrent le tarif insuffisant sur l’éolien flottant. En Méditerranée par exemple et dans les zones où les fonds marins sont trop profonds pour des fondations classiques, la construction reste encore coûteuse et moins mature que l’éolien posé.

Avec cet appel d’offres, la France se rapprochera de l’objectif de 15 GW d’éolien en mer installés en 2035 (2 GW aujourd’hui).

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