Un milliard d’euros pour 5 200 km de câble. C’est la commande monumentale de Réseau de transport d’électricité (RTE) auprès de cinq fournisseurs européens pour l’achat des câbles, l’installation et le montage : NKT Solidal, Hellenic, et pour un tiers des cables auprès des usines françaises de Prysmian et Nexans.

Le gestionnaire du réseau électrique français, RTE (Réseau de Transport d’Électricité), a annoncé un investissement d’envergure pour renforcer et moderniser ses infrastructures. Afin de répondre aux besoins croissants d’électrification liés à la transition énergétique, RTE a passé une commande de 5 200 km de câbles souterrains, pour un montant total d’environ un milliard d’euros. Cette commande vise à garantir la sécurité des approvisionnements électriques jusqu’en 2028, en renforçant le réseau à haute et très haute tension sur l’ensemble du territoire.

Une collaboration européenne

Le contrat a été attribué à cinq fournisseurs européens spécialisés dans la production de câbles à très haute tension : l’Italien Prysmian (premier câblier mondial), le Français Nexans, le Danois NKT, le Portugais Solidal (une filiale de NKT) et le Grec Hellenic Cable. Ces entreprises vont produire les câbles souterrains nécessaires pour des niveaux de tension allant de 90 000 à 400 000 volts. La commande se répartit en deux parties : 668 millions d’euros pour la production des câbles, et environ 300 millions d’euros pour l’installation et le montage des infrastructures. Un montant élevé, les câbles électriques souterrains étant nettement plus coûteux que ceux installés sur des lignes aériennes.

Selon RTE, ce projet d’envergure « réserve la quasi-totalité des capacités de production françaises encore disponibles jusqu’en 2028 ». Les usines françaises de Prysmian à Gron (Yonne) et Montereau-Fault-Yonne (Seine-et-Marne), ainsi que celle de Nexans à Bourg-en-Bresse (Ain), produiront environ un tiers de ces câbles, soit plus de 1 700 km.

Préparer le schéma de développement des réseaux

Cette initiative de RTE s’inscrit dans un contexte de transition énergétique accélérée en France, où l’électrification de bassins industriels est nécessaire pour réduire les émissions de gaz à effet de serre. Des régions comme Dunkerque, Fos-sur-Mer et Le Havre nécessitent des apports massifs d’électricité pour remplacer les énergies fossiles traditionnelles.

« Cette commande est l’illustration concrète de la valeur que nos investissements, pour sortir des énergies fossiles, peuvent créer dans l’industrie manufacturière française et européenne afin qu’elle soit source de développement économique et d’emplois » se réjouit Xavier Piechaczyk, président du directoire de RTE. Cet effet levier a déjà permis à Prysmian d’annoncer l’ouverture d’une nouvelle ligne de production de câbles dans son site de Seine-et-Marne.

Cette commande ambitieuse s’inscrit également dans la programmation de développement du réseau de RTE, qui doit annoncer d’ici la fin de l’année un plan d’investissement global sur 15 ans. Ce plan stratégique de développement du réseau vise à renforcer durablement les infrastructures de transport d’électricité en France, et ce, pour répondre aux objectifs de neutralité carbone fixés pour 2050.

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Le fournisseur Octopus a lancé une offre nommée « fan club ». Elle permet à ses clients situés dans un rayon de 10 km autour du parc éolien des Touches II, dans le département de Loire-Atlantique, de bénéficier d’une électricité moins chère suivant la puissance qu’il délivre. À terme, Octopus compte améliorer l’acceptabilité des éoliennes pour stimuler le développement de ses propres parcs, dans un contrat gagnant-gagnant avec ses clients.

Un parc éolien, Les Touches II, en Loire-Atlantique, dix communes environnantes et une offre Fan club. Tel est le trio sur lequel mise le fournisseur d’électricité Octopus pour mieux faire accepter les 9 mégawatts (MW) d’éoliennes. Le parc éolien est propriété d’un autre exploitant. Tous les habitants des communes de Nort-sur-Erdre, Les Touches, Petit-Mars, Joué-sur-Erdre, Trans-sur-Erdre, Teillé, Ligné, Mouzeil, Riaillé et de La Meilleraye-de-Bretagne peuvent bénéficier de l’offre fan club du fournisseur Octopus. Concrètement, quand le parc atteint une puissance minimale de 3 mégawatts (MW), ils bénéficient d’un prix du kilowattheure (kWh) en baisse de 50 %. Quand le parc produit entre 0,1 et 3 MW, la réduction est de 20 %. Selon les données du fournisseur, les habitants peuvent espérer une électricité 20 % moins chère au moins la moitié du temps, et 50 % du temps un cinquième du temps.

Les clients peuvent donc espérer obtenir des tarifs au kilowattheure suivants :

L’implantation de parcs éoliens Octopus grâce aux incitations financières

« L’objectif est triple pour les clients », explique Vincent Maillard, président fondateur d’Octopus energy France. « Il est d’abord d’inciter les clients à consommer quand il y a du vent. Parce que la transition énergétique, c’est aussi de consommer quand l’électricité est disponible et peu chère. » Second argument, Octopus veut « apporter un avantage concret à avoir une éolienne à côté de chez eux. Parce que souvent, elle est vue comme une nuisance. Il y a là un aspect esthétique, sans parler de la désinformation que les éoliennes subissent ». Derrière cet argument, « il faut que les clients se disent « j’aimerais pouvoir bénéficier de ces tarifs réduits » et donc avoir une éolienne à côté de chez eux ».

Au Royaume-Uni, Octopus parvient à installer ses propres parcs éoliens, dans une double stratégie de production et vente des électrons, avec à terme « l’objectif d’installer 2000 parcs éoliens grâce à l’offre fan club ». Enfin, le dernier objectif poursuivi est pédagogique : « une éolienne va chercher le vent en hauteur, donc il y a toujours un peu de production, un peu de vent, et cela, les gens n’ont pas toujours compris ». C’est pourquoi les clients peuvent, selon les données transmises par Octopus à Révolution Énergétique, bénéficier d’une électricité 20 % moins chère au moins la moitié du temps, et 50 % du temps un cinquième du temps.

Un temps d’avance sur les futures offres d’électricité

À travers cette offre, le président fondateur à l’origine de la création d’un autre fournisseur, Plüm énergie, depuis racheté par Octopus cherche à avoir un coup d’avance sur la Commission de régulation de l’énergie (CRE). « On veut faire bouger les choses en terme de tarification, qui est aujourd’hui plutôt axée sur le solaire car il est plus facile à prévoir. L’éolien, c’est plus aléatoire. » L’offre fan club est « unique sur le marché, les autres fournisseurs attendent l’évolution des heures pleines heures creuses », dimensionnées pour inciter à consommer lors des pics de grande production d’électricité ou de faible consommation.

Depuis le lancement de l’offre il y a bientôt un mois, les souscriptions augmentent lentement. « Il faut peut-être attendre encore un mois ou deux parce que les clients ne souscrivent pas facilement. Sur ce type d’offre innovante, il faut avoir une vision long terme. »

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En début de semaine, la Suède a annoncé l’abandon de treize des quatorze projets d’éoliennes en mer Baltique. Une décision motivée par des préoccupations de sécurité nationale dans un contexte marqué par les tensions croissantes avec la Russie.

Ô combien cette annonce a dû être « difficile à prendre ». Elle montre que le gouvernement suédois « prend la défense du pays très au sérieux » commente Ebba Buschla ministre de l’Énergie, des Entreprises et de l’Industrie, en annonçant à la presse la décision du gouvernement d’abandonner treize projets éoliens en mer Baltique, situés dans la zone économique exclusive suédoise. Elle intervient à la suite des conclusions de l’armée suédoise qui considère que ces installations pourraient entraver les capacités de défense du pays membre de l’OTAN depuis 2022. Un seul projet, le parc éolien Poseidon, situé sur la côte ouest, a été approuvé pour sa compatibilité avec les impératifs sécuritaires du pays.

La sécurité avant la transition énergétique

Selon le ministre suédois de la Défense, Pål Jonson, les installations éoliennes en mer Baltique représenteraient un obstacle au déploiement des systèmes de défense, en particulier pour la détection des sous-marins et des attaques aériennes. Le gouvernement redoute que les éoliennes n’interfèrent avec les radars et les capteurs militaires essentiels pour surveiller les activités en mer et collecter des données de communication, et de voler à basse altitude. Proches de l’enclave russe de Kaliningrad, les installations éoliennes auraient pu créer des « échos radars » nuisibles à la sécurité suédoise, selon Paal Johnoson, ministre de la Défense suédois.

De plus, les installations sous-marines et les infrastructures énergétiques sont devenues des cibles stratégiques dans le cadre de tensions régionales croissantes. En avril 2024, un commandant maritime de l’OTAN avait mis en garde auprès du journal The Guardian contre les menaces d’attaques russes visant les infrastructures sous-marines européennes, notamment les câbles et pipelines essentiels pour l’économie. La Suède, tout en reconnaissant l’importance de la transition énergétique, considère donc que la sécurité nationale reste une priorité absolue​.

En France, une décision similaire avait été prise concernant l’éolien terrestre. Dans l’Eure, le parc éolien du plateau du Vexin avait été interdit suite à un avis défavorable du ministère des Armées, estimant qu’il pouvait perturber les radars de la base aérienne militaire 105 d’Évreux.

Le quatorzième parc sera, lui, bien implanté

Du point de vue de l’industrie éolienne suédoise, cette décision soulève des questions concernant la stratégie énergétique et climatique du pays. Les treize parcs rejetés auraient pu générer près de 140 térawattheures par an, soit presque autant que l’actuelle production d’électricité de la Suède.

En réponse aux critiques, la ministre de l’Énergie, Ebba Busch, a déclaré que le pays devait prioriser la « stabilité et la puissance » de son réseau énergétique actuel avant d’ajouter de nouvelles capacités éoliennes à grande échelle. La décision d’approuver le parc Poséidon, avec ses 81 éoliennes prévues sur la côte ouest, marque néanmoins la volonté de la Suède de maintenir une part d’énergies renouvelables, même si celles-ci se développeront majoritairement hors de la mer Baltique, dans les zones au large de la côte sud-ouest de la Suède et de la baie de Botnie.

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L’institut Fraunhofer veut développer un système de stockage d’électricité sous-marin équivalent à un système de pompage-turbinage (STEP). Cette fois au fond de la mer, le concept repose sur une grande sphère de béton emprisonnant de l’eau ou de l’air sous pression.

L’institut Fraunhofer ambitionne la création d’un projet de stockage d’énergie sphérique sous-marin baptisé StEnSea. Après un premier test réussi dans le lac de Constance en Allemagne, le laboratoire prépare une expérimentation en conditions réelles au large de la Californie, en collaboration avec la start-up américaine Sperra et le fabricant d’équipements marins Pleuger Industries. Les dimensions donnent le vertige, notamment au regard de la modeste puissance et capacité de stockage (500 kW pour 400 kWh) : une sphère de 9 mètres de diamètre, 400 tonnes de béton, logée à 500 ou 600 mètres de profondeur.

Lors de la recharge, l’eau est pompée hors de la sphère, qui se remplit d’air. Durant la décharge, l’eau pénètre la sphère par gravité, chassant l’air / Schéma : Institut Fraunhoffer, traduction automatique de l’allemand par Google.

Inspiré par les stations de pompage turbinage de montagne

Le principe de StEnSea s’inspire des centrales hydroélectriques de pompage-turbinage, où l’eau est pompée vers un réservoir en hauteur pour stocker l’énergie, puis relâchée pour générer de l’électricité. Dans le projet StEnSea, ce même concept est adapté au fond marin. Concrètement, en période de surplus d’électricité, une pompe expulse l’eau de la sphère contre la pression naturelle exercée par la colonne d’eau environnante, située au-dessus d’elle. À l’inverse, lorsque l’énergie doit être déstockée, une valve s’ouvre, laissant l’eau pénétrer dans la sphère. La force de l’eau entrant fait tourner une turbine, qui génère ainsi de l’électricité.

En termes de coûts, le Fraunhofer estime que cette technologie peut devenir compétitive avec les centrales de pompage-turbinage classiques, avec un coût estimé à 4,6 centimes par kilowattheure stocké. La sphère en béton devrait avoir une durée de vie de 50 à 60 ans, bien que les pompes et turbines doivent être remplacées tous les 20 ans environ. Les rendements globaux atteignent 75 à 80 %, légèrement en deçà des centrales de pompage terrestres, mais largement suffisants pour des applications où la régularité et la sécurité de l’approvisionnement sont primordiales.

Un grand potentiel de stockage selon le Fraunhofer

Fraunhofer évalue le potentiel mondial de cette technologie à 817 000 gigawattheures (GWh), soit presque le double de la consommation nationale d’électricité en France. Les zones côtières telles que les côtes de Norvège, du Portugal ou encore du Japon présentent un fort potentiel de développement pour ce type de stockage, tout comme certains lacs profonds. Avec cette première expérimentation en conditions offshore, le projet StEnSea entend démontrer la viabilité d’une version élargie du prototype. Il devra ainsi valider les procédés de fabrication, d’installation et de maintenance pour des sphères de 30 mètres de diamètre capables d’emmagasiner davantage d’énergie.

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La Commission européenne a annoncé le 31 octobre une baisse significative des émissions nettes de gaz à effet de serre dans l’Union européenne pour l’année 2023. Avec une réduction de 8,3 % par rapport à 2022.

« Il s’agit de la plus forte baisse annuelle depuis des décennies, à l’exception de 2020, lorsque le Covid-19 a entraîné une réduction des émissions de 9,8 % », souligne Bruxelles dans un communiqué. La Commission s’est félicitée de cette avancée, une réduction de 8,3 % des émissions de gaz à effet de serre, qu’elle attribue en grande partie au développement des énergies renouvelables.

Ce recul notable des émissions est également le signe, selon Bruxelles, d’un « découplage continu des émissions et de la croissance économique ». En effet, depuis 1990, les émissions de gaz à effet de serre de l’UE ont baissé de 37 %, tandis que le PIB a progressé de 68 % sur la même période, ce qui montre que la réduction de l’impact environnemental ne freine pas nécessairement la croissance économique. Regarder seulement la baisse des émissions de gaz à effet de serre est limitant, car il n’y a pas de découplage actuellement entre le PIB et la biodiversité en net recul.

Transition énergétique et abandon du charbon

Une part importante de cette réduction provient de la production d’électricité et de chauffage, qui ont enregistré une baisse de 24 % des émissions en 2023. Cette diminution est le fruit d’un recours croissant aux énergies renouvelables, telles que les éoliennes et les panneaux solaires, ainsi que d’une transition accélérée pour abandonner le charbon, source d’énergie fossile particulièrement polluante. S’il est difficile de quantifier précisément son implication, la baisse de la demande en électricité, en partie due à un ralentissement économique, peut également avoir joué un rôle dans la baisse des émissions.

En 2023, les énergies renouvelables ont représenté 44,7 % de la production d’électricité dans l’UE, un chiffre en hausse de 12,4 % par rapport à l’année précédente. Les énergies fossiles, en revanche, ont reculé de 19,7 % et ne comptent plus que pour 32,5 % de la production d’électricité européenne. Les centrales nucléaires, quant à elles, ont contribué à hauteur de 22,8 % (+1,2 %). Le mix électrique reste cependant hétérogène selon les États membres.

Les émissions de l’aviation en hausse

Malgré ces progrès, certains secteurs peinent à réduire leurs émissions. C’est notamment le cas de l’aviation, où les émissions ont augmenté de 9,5 % en 2023. Cette hausse s’explique par une reprise post-Covid, les voyages aériens retrouvant leur popularité en Europe. Le secteur aérien demeure ainsi un défi de taille pour l’Union européenne.

Bien que l’Europe se distingue par ses progrès en matière de réduction des émissions – elle qui a historiquement contribué au réchauffement climatique – le reste du monde affiche une tendance bien moins encourageante. Les Nations unies ont annoncé le 28 octobre que les engagements actuels de la communauté internationale ne mèneraient qu’à une baisse de 2,6 % des émissions mondiales d’ici 2030 par rapport à 2019. Or, pour espérer limiter le réchauffement à 1,5 °C, cette réduction devrait atteindre 43 %. Ces chiffres appellent à intensifier de toute urgence les efforts mondiaux, alors que les événements météorologiques extrêmes se multiplient à travers la planète.

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La relance du nucléaire en France, annoncée à Belfort par Emmanuel Macron, vise la construction de six nouveaux réacteurs EPR. Les investissements sont déjà conséquents, mais EDF freine dans la contractualisation.

Le programme EPR 2 représente un investissement d’environ 67 milliards d’euros. Il suscite des espoirs, mais aussi de profondes inquiétudes chez les industriels français. Alors que 40 à 50 % des contrats ont déjà été attribués, le manque de visibilité sur le financement et la flambée des coûts freine les signatures.

Des contrats en milliards d’euros déjà engagés

Les entreprises françaises ont remporté des contrats substantiels dans le cadre de ce plan. En novembre 2023, le groupe Eiffage s’est distingué en décrochant un contrat de plus de 4 milliards d’euros pour construire deux des réacteurs de Penly, devançant Bouygues. En collaboration avec Spie et ABC, Eiffage a également obtenu un contrat de 900 millions d’euros pour équiper les six réacteurs en groupes diesel.

EDF a également confié à sa filiale Framatome la fabrication des principaux composants des réacteurs pour un montant total de 8 milliards d’euros. Ce contrat inclut la fourniture de cuves, générateurs de vapeur et pressuriseurs, destinés aux futures centrales de Penly (Seine-Maritime), Gravelines (Nord) et Bugey (Ain). Ces chiffres montrent l’ampleur de ce « chantier du siècle », qui prévoit la création de 100 000 emplois sur dix ans, selon Les Echos.

Les petites et moyennes entreprises prudentes face à l’incertitude

Malgré ces succès, les PME et ETI impliquées restent prudentes. EDF a récemment annoncé une optimisation de ses contrats pour réduire les coûts, une démarche qualifiée de « travail sur les leviers de compétitivité ». Selon Les Échos, un dirigeant de PME témoigne que « les gros morceaux déjà signés l’ont été avec les filiales d’EDF comme Framatome ». Les petites et moyennes entreprises, en revanche, restent dans l’attente, et beaucoup ont déjà réduit leurs investissements pour éviter des risques financiers excessifs​.

Les industriels s’accordent à dire que l’absence de visibilité financière pourrait nuire à l’initiative de relance. André Einaudi, PDG du groupe Ortec, a déclaré aux Échos que si les appels d’offres prévus avaient été lancés, ils auraient embauché des centaines de personnes cette année. À ce rythme ralenti, il anticipe devoir recruter à l’étranger en urgence si les projets s’accélèrent sans préavis​.

Pour les sous-traitants, la poursuite du programme nucléaire, qui pourrait s’étendre à quatorze réacteurs à terme, représente un levier crucial de rentabilité. Chez Eiffage, un investissement de plusieurs dizaines de millions d’euros a déjà été engagé pour construire une réplique grandeur nature d’un anneau de bâtiment réacteur, nécessaire pour obtenir les qualifications aux normes de construction nucléaires. Or, cet investissement pourra être rentabilisé avec des commandes continues, au-delà du seul contrat de Penly​.

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La feuille de route énergétique et climatique de la France a été mise en consultation publique depuis ce lundi 4 novembre. Elle se compose de deux documents clés : la Stratégie nationale bas-carbone (SNBC) et la Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE).

Bien que riches en objectifs, la PPE et la SNBC soumis à la consultation depuis ce lundi 4 novembre, suscitent encore des doutes quant à leur faisabilité. En cause, le retard dans leur présentation et de faibles moyens financiers et techniques requis pour leur mise en œuvre.

L’énergie et ses objectifs par filière

La PPE fixe des objectifs ambitieux pour la production d’énergie décarbonée et la réduction des énergies fossiles. L’un des grands enjeux est de réduire la dépendance aux énergies fossiles, qui représentaient encore 60 % de la consommation énergétique en 2022, à seulement 42 % d’ici 2030 et 30 % d’ici 2035. Pour y parvenir, la France compte s’appuyer sur deux piliers majeurs : la réduction de la consommation d’énergie (-28,6 % entre 2012 et 2030) grâce à des politiques de sobriété et d’efficacité et le développement massif des énergies renouvelables et du nucléaire.

En termes d’énergies renouvelables, la feuille de route prévoit de multiplier par six la puissance installée du photovoltaïque d’ici 2030 et d’atteindre une capacité éolienne en mer de 18 gigawatts (GW) d’ici 2035, contre seulement 0,6 GW en 2022. L’éolien terrestre, quant à lui, devra doubler pour atteindre entre 40 et 45 GW sur la même période. À cela s’ajoute une accélération du déploiement de la chaleur renouvelable, du biogaz, de l’hydroélectricité, et des biocarburants et l’hydrogène. La PPE table sur une augmentation de la production actuelle grâce au prolongement de la durée de vie des réacteurs existants et à la mise en service de l’EPR de Flamanville. En énergie, cet objectif donne une production de 360 térawattheures (TWh) par an et, si possible, de 400 TWh par an en 2030-2035, contre 279 TWh en 2022. Le programme de construction de six nouveaux réacteurs EPR2, et potentiellement de huit autres, est également confirmé.

Les pompes à chaleur à la fête

Le secteur du bâtiment est également une priorité dans la réduction des émissions de gaz à effet de serre. La SNBC vise à réduire les émissions du secteur de 44 % d’ici 2030, un objectif soutenu par plusieurs mesures. Parmi celles-ci, le remplacement de 75 % des chaudières au fioul et d’environ un quart des chaudières au gaz est prévu. Par ailleurs, la France s’engage à installer un million de pompes à chaleur d’ici à 2027, tout en augmentant les subventions pour les rénovations lourdes afin de rénover 400 000 maisons individuelles et 200 000 logements chaque année d’ici 2030 .

Ces objectifs témoignent de la volonté d’accélérer la transition, mais les acteurs du secteur craignent que les financements ne suivent pas. En effet, les coupes récentes dans le « budget vert » pourraient compromettre ces initiatives.

Transports : électrification et mobilité douce

Le secteur des transports représente un autre pilier de la feuille de route, car il est à lui seul responsable d’un tiers des émissions de gaz à effet de serre en France. Le gouvernement vise une réduction de 31 % des émissions de ce secteur entre 2022 et 2030, un objectif qui requiert une profonde transformation du modèle de transport actuel. Les actions envisagées incluent le déploiement massif de véhicules électriques pour représenter deux tiers des ventes de véhicules neufs, l’installation de 400 000 bornes de recharge publique (contre 130 000 aujourd’hui), ainsi qu’une hausse de 25 % de l’usage des transports en commun.

Outre l’électrification, le plan mise également sur un doublement du fret ferroviaire et du réseau de pistes cyclables, pour atteindre 100 000 km de pistes d’ici la fin de la décennie. Le transport aérien n’est pas en reste : une tarification carbone progressive est envisagée pour limiter son impact climatique. Selon la ministre de la Transition énergétique, cette feuille de route constitue un véritable « plan de bataille ».

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La centrale nucléaire de Chinon serait en passe d’accueillir un réacteur de la startup Newcleo. Un réacteur modulaire pourrait voir le jour, dans un territoire marqué par la centrale graphite-gaz.

Le site nucléaire de Chinon, en Indre-et-Loire, a récemment suscité l’intérêt de la start-up Newcleo, spécialisée dans les mini-réacteurs avancés. Ce site historique du nucléaire français, où le premier réacteur au graphite-gaz a été raccordé au réseau en 1963, pourrait accueillir le premier mini-réacteur modulaire avancé (AMR) de Newcleo, un projet novateur pour la startup basée à Paris, Londres et Turin.

Pourquoi le choix de Chinon ?

La centrale nucléaire de Chinon présente plusieurs atouts qui en font un candidat pour ce projet. « Chinon est éligible pour accueillir deux EPR 2 (Evolutionary Power Reactor de génération III) », a rappelé à Ouest-France le directeur de la centrale, Stéphane Rivas, en février 2024. Si la candidature de Chinon pour les EPR 2 est en cours, l’intérêt de Newcleo pour ce site s’ajoute aux ambitions nucléaires locales. Pour Jean-Luc Dupont, maire de Chinon et président de la communauté de communes Chinon Vienne et Loire, ce projet « pourrait permettre de fiabiliser cette filière et de passer ensuite au stade industriel », comme rapporté par Ouest-France.

La commune et ses habitants sont intimement liés au nucléaire depuis près de 70 ans, un facteur qui renforce encore cette candidature. « Chinon est un territoire déjà acculturé à cette filière du nucléaire : cela fait quasiment 70 ans que le nucléaire est là, et toutes les familles sont concernées », souligne M. Dupont. Cet enracinement historique confère à Chinon un savoir-faire et une acceptabilité sociale rare, essentiels pour accueillir un projet de cette envergure.

En parallèle, les discussions avec Newcleo sont déjà en cours. La start-up italienne a rencontré les responsables locaux à trois reprises, exprimant un vif intérêt pour l’implantation d’un AMR de 30 MW sur les 10 hectares de terrain disponibles autour de la centrale. Cet espace, actuellement parc d’activités, est vu comme un futur centre d’ingénierie pour les mini-réacteurs de Newcleo, une installation qui pourrait générer environ 300 emplois dans le secteur de l’ingénierie.

Le rôle de Newcleo dans le nucléaire de demain

Fondée en Italie, Newcleo s’engage à développer des réacteurs modulaires avancés (AMR), une technologie qui pourrait transformer la production d’énergie nucléaire. En utilisant des matériaux comme le plomb liquide pour le refroidissement, les AMR de Newcleo pourraient atteindre un rendement élevé tout en minimisant les déchets radioactifs.

Pour l’instant, le projet reste à l’état de proposition et dépendra des décisions de l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN), qui devra approuver le modèle proposé par Newcleo.

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L’agence anti-monopole tchèque a provisoirement rejeté les plaintes des groupes EDF et Westinghouse, opposés à la sélection du constructeur sud-coréen KHNP pour les négociations exclusives sur la construction de deux nouveaux réacteurs nucléaires à la centrale de Dukovany.

EDF et Westinghouse n’obtiennent pas gain de cause, enfin provisoirement. Les deux constructeurs de réacteurs nucléaires, évincés de l’appel d’offres mené par l’énergéticien tchèque CEZ, expriment depuis plusieurs mois leurs réserves concernant cette décision. Le refus de l’agence bloque, pour le moment, toute possibilité de remise en cause immédiate du choix du Sud-coréen KHNP, mais laisse aux deux groupes occidentaux une fenêtre de recours de deux mois.

Des subventions déguisées derrière l’offre sud-coréenne ?

Face à cette décision, EDF et Westinghouse avaient initialement saisi l’agence anti-monopole pour contester la procédure, mettant en avant plusieurs points. Westinghouse, notamment, a fait valoir que l’offre de KHNP nécessiterait l’exportation d’une licence d’exploitation vers la Corée du Sud, ce qui pourrait impliquer des décisions d’autorisation des autorités américaines, non consultées dans cette affaire. De son côté, EDF a pointé du doigt des incertitudes sur la transparence de l’offre sud-coréenne, qui pourrait, selon elle, bénéficier de garanties publiques du gouvernement sud-coréen en cas de dépassement de coûts, faussant ainsi les règles de la concurrence.

Pour EDF, ce soutien implicite de l’État coréen enfreindrait les règles d’équité commerciales et les principes de transparence qui doivent, selon l’énergéticien, structurer de tels projets. Cette position a également conduit EDF à saisir la Commission européenne dans le cadre d’une plainte formelle, sollicitant une enquête sur d’éventuelles subventions étrangères illicites, incompatibles avec le droit communautaire.

Un contexte de concurrence exacerbée dans le nucléaire européen

Le projet de Dukovany cristallise une compétition accrue entre les grandes entreprises de construction de réacteurs nucléaires pour les marchés européens, marquée par des enjeux géopolitiques importants. Avec un coût estimé à 8,65 milliards de dollars par réacteur, l’offre de KHNP se révèle particulièrement compétitive. Une réalité qui, selon EDF, pourrait masquer des subventions indirectes de l’État sud-coréen, destinées à soutenir le groupe en cas de dépassement de budget.

Cette plainte s’inscrit dans une dynamique plus large, alors que la Commission européenne a intensifié ces dernières années son contrôle sur les subventions étrangères au sein du marché européen. En avril dernier, elle a ouvert plusieurs enquêtes contre des consortiums chinois pour des appels d’offres dans le domaine des énergies renouvelables en Roumanie. En adressant sa plainte à l’exécutif européen, EDF espère que des mesures similaires pourront être prises concernant KHNP, ce qui pourrait remettre en question les accords entre CEZ et le constructeur sud-coréen.

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L’Arabie Saoudite bat des records dans les appels d’offre solaire : 0,012 euro le kilowattheure. À des tarifs légèrement plus élevés, EDF et TotalEnergies sont encore en lice pour décrocher un parc.

L’Arabie Saoudite, pays historiquement ancré dans les énergies fossiles, continue de diversifier ses sources d’énergie avec son programme national d’énergie renouvelable (NREP). Cette semaine, la Saudi Power Procurement Co. (SPPC) a dévoilé les entreprises présélectionnées pour la cinquième phase de ce programme, un appel d’offres solaire visant l’installation de 3,7 gigawatts (GW) de capacité photovoltaïque. Ce projet, qui fait appel à des géants de l’énergie mondiale, dont plusieurs acteurs français, marque une étape décisive vers la transition énergétique du pays.

Le prix le plus bas proposé à 0,012 €/kWh

L’un des aspects les plus remarquables de cet appel d’offres est le tarif proposé pour la production d’électricité solaire. Un consortium dirigé par Masdar, en collaboration avec la Korea Electric Power Corporation (KEPCO), a soumis pour le projet Al-Sadawi Solar PV IPP (2 GW) une offre record de 0,0129 dollar par kilowattheure $/kWh, soit environ 0,012 €/kWh. Ce prix est non seulement l’un des plus bas jamais vus dans l’industrie solaire, mais il est aussi un indicateur du potentiel de production d’énergie à bas coût dans les régions ensoleillées du Moyen-Orient.

Cette compétitivité croissante des prix illustre le progrès technologique réalisé par le secteur et la capacité des entreprises à réduire les coûts de production, grâce notamment à la baisse du prix des panneaux photovoltaïques, aux avancées dans les systèmes de gestion de l’énergie et aux économies d’échelle générées par des projets d’une telle envergure.

Les entreprises françaises au cœur de la compétition

Les groupes français EDF Renouvelables et TotalEnergies, engagés de longue date dans les énergies renouvelables, font partie des soumissionnaires présélectionnés. EDF Renouvelables, en partenariat avec SPIC Huanghe Hydropower Development, a proposé un tarif légèrement plus élevé, à 0,0122 €/kWh pour le projet Al-Sadawi. Ce tarif reste toutefois ultra-compétitif, permettant à EDF de se positionner en acteur majeur dans la course pour ce gigantesque projet. De son côté, TotalEnergies, associé à Al Jomaih Energy and Water Company, a également soumis une offre pour le projet Al-Masaa (1 GW), avec un prix de 0,0127 €/kWh.

Pour EDF et TotalEnergies, la participation à cet appel d’offres saoudien représente une opportunité de consolider leur position sur le marché du Moyen-Orient, un marché stratégique en pleine expansion pour les énergies renouvelables. Leur succès dans ces appels d’offres contribuerait aussi à renforcer le savoir-faire français dans le domaine de l’énergie solaire.

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Pendant que la France hésite dans son soutien aux hydroliennes, l’Union européenne (UE) soutient deux projets français à hauteur de 51 millions d’euros : Flowatt en 2026 et NH1 en 2028.

Les développeurs français HydroQuest et Normandie Hydroliennes sont les lauréats d’une aide de 51 millions d’euros du Fonds pour l’innovation. Leurs projets de fermes hydroliennes sont prévus pour le raz Blanchard, l’un des plus puissants courants d’Europe, situé en Normandie, avec une mise en service en 2026 pour Flowatt et 2028 pour NH1. Ces projets sont le fruit d’années de développement technologique dans le domaine des énergies marines renouvelables, visant une production énergétique prédictible et durable.

La ferme NH1, dotée d’une puissance de 12 MW grâce aux turbines AR3000 de Proteus, fournira jusqu’à 33,9 gigawattheures (GWh) par an, soit l’équivalent de la consommation d’environ 15 000 habitants. Construites à Cherbourg, ces turbines sont les plus puissantes du monde et promettent un coût d’électricité compétitif. Ces fermes doivent permettre de valider la viabilité économique de l’hydrolien pour, à terme, lancer des déploiements commerciaux plus larges.

Le gouvernement Barnier choisira-t-il de soutenir la filière ?

Pourtant, malgré cet enthousiasme technologique, le soutien politique demeure limité. Une dizaine de parlementaires, dont Anna Pic, députée de la Manche, ont adressé une lettre au Premier ministre Michel Barnier pour exiger un cadre clair. Ils rappellent l’absence de débat public et de stratégie ambitieuse pour l’hydrolien, malgré des objectifs de production de 1 GW en 2030 et de 5 GW en 2050 évoqués dans le passé. Cependant, la majorité sénatoriale a récemment soutenu un amendement dénué de chiffrage, mettant en lumière le peu de considération politique pour la filière.

Pour que cette énergie soit compétitive et attractive pour les investisseurs, un déploiement commercial reste essentiel. Les retards pris et le manque de décisions stratégiques pèsent sur l’avenir de l’hydrolien en France. À ce jour, sans véritable planification énergétique intégrée, les industriels, dont Sabella avec ses installations près de l’île d’Ouessant, attendent impatiemment des appels d’offres permettant un développement à plus grande échelle.

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Alors que nous reculons d’une heure dans la nuit de samedi à dimanche, revenons sur l’impact de cette mesure. Initialement introduit pour consommer moins de fioul, destiné à produire de l’électricité durant le choc pétrolier de 1973-1974, l’électricité décarbonée et l’efficacité de l’éclairage rendent cette mesure presque caduque.

Ce dimanche 27 octobre 2024, la France passera à l’heure d’hiver. À 3 heures du matin, les horloges reculeront d’une heure, conformément à une pratique mise en place en 1976 après le choc pétrolier. L’objectif initial était de réduire la consommation d’énergie en profitant davantage de la lumière naturelle le soir durant l’heure d’été. Mais aujourd’hui, cette mesure a-t-elle encore un impact significatif sur nos factures d’énergie ?

En 1996, le changement d’heure aurait réduit la consommation d’électricité d’environ 1 200 GWh. L’électricité, majoritairement produite à partir de fioul dans les années 1970 en France, était très carbonée et chère. Toutefois, avec la baisse du bilan carbone français, tirée à la fois par les renouvelables et le nucléaire ainsi que par l’efficacité énergétique des systèmes d’éclairage, ces gains se sont progressivement amenuisés. En 2009, ils étaient tombés à 440 GWh, et « ces dernières années, [ces gains] s’établissent autour de 351 GWh, soit 0,07 % de la consommation annuelle d’électricité » selon l’ADEME.

Un impact insignifiant sur le chauffage et la climatisation

Le changement d’heure n’affecte quasiment pas la consommation liée au chauffage, car il dépend de la température extérieure et non de l’horaire. Le chauffage représente pourtant une part croissante de nos dépenses électriques, car les prix du gaz augmentent notamment. L’ADEME avait prévu des économies futures très limitées sur ces postes : environ 130 GWh à l’horizon 2030. Cela reste marginal par rapport aux besoins énergétiques globaux. Le Parlement européen a reconnu en 2017 que l’impact du changement d’heure sur la consommation énergétique était « marginal ». En 2019, il a voté pour sa suppression, prévue initialement en 2021. Cependant, la crise du Covid-19 a repoussé cette décision, laissant le débat en suspens.

En 2024, le changement d’heure semble de moins en moins pertinent. Les économies d’énergie qu’il permet sont très limitées face aux progrès technologiques. Toutefois, nous pourrions être tentés de penser que gagner une heure d’ensoleillement journalier permettrait de gagner une heure supplémentaire où les prix peuvent être tirés vers le bas par l’énergie solaire. En réalité, il n’en est rien, le changement d’heure n’affecte pas la production des panneaux photovoltaïques. Ce n’est pas à l’aube ou au crépuscule que les panneaux solaires produisent le plus d’électricité, mais plutôt autour de midi, lorsque le soleil est à son zénith. En outre, la production d’électricité solaire diminue en hiver, avec une baisse d’environ trois fois par rapport à l’été, et cette réduction ne sera pas atténuée par le changement d’heure.

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L’Union européenne (UE) peine à cesser l’importation du gaz naturel liquéfié russe. Elle verse encore 2 milliards d’euros par mois à Moscou pour sa consommation intérieure. Le volume importé depuis la Russie dépasse même celui en provenance des Etats-Unis.

L’UE peine à réduire sa dépendance au gaz russe, malgré les engagements pris après l’invasion de l’Ukraine en 2022. Un récent document de la Commission européenne, obtenu par le journal Contexte, révèle que l’Union européenne (UE) verse encore 2 milliards d’euros par mois à Moscou pour l’énergie, et que les importations de gaz russe pourraient même augmenter en 2024.

Cette situation montre la complexité de sortir de cette dépendance énergétique, alors que, malgré les sanctions et les efforts pour diversifier les sources, l’UE a importé en 2023 pas moins de 43 milliards de mètres cubes de gaz russe. Les deux milliards d’euros versés mensuellement à Moscou restent bien inférieurs aux 5 à 8 milliards d’euros mensuels versés avant la guerre, mais il reste significatif. Pendant la crise énergétique de 2022, les montants avaient même atteint plus de 10 milliards d’euros par mois. La Commission européenne, consciente de ces enjeux, prépare un plan d’action pour le premier semestre 2025 visant à sortir des énergies russes, y compris la chaîne d’approvisionnement du nucléaire dont l’industrie européenne est partiellement dépendante, dans le cadre de la stratégie menée par le futur commissaire à l’Énergie, Dan Jørgensen.

Des contrats long-termes et une dépendance difficile à briser

Certains États membres, comme l’Autriche, la Hongrie et la Slovaquie, se trouvent particulièrement exposés, en raison de contrats à long terme signés avec les fournisseurs russes. Ces contrats contraignants rendent difficile une rupture rapide, contrairement aux contrats pour le gaz naturel liquéfié (GNL) provenant des États-Unis, qui dépendent davantage des fluctuations du marché. Résultat, même si la Norvège est devenue le principal fournisseur de gaz liquéfié de l’UE, avec 23,9 milliards de mètres cubes livrés au deuxième trimestre 2024, la Russie continue de jouer un rôle prépondérant.

Pour la première fois en près de deux ans, les importations européennes de gaz russe ont même surpassé celles en provenance des États-Unis, atteignant 12,8 milliards de mètres cubes contre 12,2 milliards de mètres cubes pour le gaz américain au cours de la même période. Un constat révélateur des difficultés de l’UE à totalement tourner la page du gaz russe, notamment en raison des infrastructures et des contrats existants.

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Introduite dans le projet de loi de finances 2025, une solution au remplacement du dispositif d’Accès Régulé au Nucléaire Historique (ARENH) a surpris les députés. Cruciale pour le financement des futurs réacteurs nucléaires EPR2 et la décarbonation des industriels… zoom sur la piste envisagée par le gouvernement.

Le gouvernement a récemment introduit, dans le projet de loi de finances pour 2025, une mesure capitale pour l’avenir du nucléaire français. Cette réforme, destinée à remplacer le mécanisme de l’ARENH, semble essentielle pour la prospérité d’EDF et la transition énergétique de la France. Toutefois, la manière dont cette mesure a été révélée et son contenu soulèvent des questions parmi les parlementaires et les acteurs de l’énergie.

Le dispositif post-ARENH : une solution attendue pour EDF

Depuis sa création en 2011, l’ARENH a obligé EDF à vendre une partie de sa production nucléaire à des prix très inférieurs à ceux du marché, aux alentours de 42 euros le mégawattheure. Bien que ce mécanisme ait permis de contenir les prix de l’électricité pour les consommateurs, il a aussi grevé les finances de l’énergéticien historique, déjà sous pression avec des investissements colossaux nécessaires pour moderniser le parc nucléaire et construire de nouveaux réacteurs. Avec l’arrivée à échéance de l’ARENH en 2025, un nouveau système devait voir le jour.

Après des mois de négociations entre Bercy et EDF, un compromis a été trouvé fin 2023. Ce dernier repose sur deux volets : d’une part, EDF pourra conclure des contrats de long terme avec de gros consommateurs d’électricité, détachant ainsi ses prix du marché de l’électricité. D’autre part, pour les autres consommateurs, un tarif fixe sera établi. Si les prix du marché excèdent ce seuil, l’État prélèvera une part des bénéfices d’EDF, allant de 50 % à 90 % selon le niveau des prix. Ce dispositif est pensé pour mieux aligner le système sur la réalité des coûts de production nucléaire.

Une introduction controversée

Malgré l’importance du mécanisme, la manière dont il a été inclus dans le projet de loi de finances a surpris. Les parlementaires, même ceux attentifs aux questions énergétiques, ont découvert cette mesure en toute fin de nuit, dans un texte volumineux de plus de 37 pages. Une surprise qui n’a pas manqué de provoquer des réactions, tant l’impact de cette réforme est stratégique pour l’avenir énergétique de la France.

Bien que le gouvernement justifie cette inclusion dans le budget par la création d’une nouvelle taxe, la précipitation avec laquelle cette mesure a été présentée inquiète. Certains députés, à l’instar de Raphaël Schellenberger (LR), redoutent que l’État n’utilise les revenus supplémentaires d’EDF pour financer d’autres secteurs plutôt que pour permettre à l’énergéticien d’investir dans son propre développement. Le Rassemblement National, quant à lui, s’oppose à la mesure et a déposé un amendement pour sa suppression, réclamant un débat parlementaire plus approfondi sur un enjeu aussi crucial.

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Giga Storage Belgium, filiale de la société néerlandaise Giga Storage, est sur le point de construire le plus grand système de stockage par batteries d’Europe continentale.

Le projet « Green Turtle », implanté dans la zone industrielle de Rotem à Dilsen-Stokkem, au nord-est de la Belgique, prévoit une capacité de batterie de 700 mégawatts (MW) et 2 800 mégawattheures (MWh), soit une augmentation par rapport aux prévisions initiales (600 MW, 2 400 MWh). Cette infrastructure colossale devrait répondre à la consommation annuelle moyenne de 385 000 foyers.

Un site stratégique : une ancienne usine

Le site choisi pour « Green Turtle » n’est pas anodin. Il se situe à proximité de la nouvelle sous-station à haute tension de 380 kilovolts (kV) de l’opérateur de réseau belge Elia. Historiquement, cette zone abritait une usine de zinc, mais une réaffectation industrielle a permis à Giga Storage d’acquérir le terrain et de développer ce projet crucial.

En effet, le stockage d’énergie est l’un des défis majeurs de la transition énergétique. L’objectif est de mieux utiliser l’énergie solaire et éolienne en capturant l’excédent de production pour le restituer lors des périodes de forte demande. Cela permet de réduire la dépendance aux centrales à gaz, essentielles à la décarbonation du secteur énergétique belge et européen.

Un consortium belgo-suédois à l’œuvre

Le projet, dont les travaux devraient débuter en 2025 pour s’achever en 2028, est porté par une série d’entreprises. Les entreprises belges Stadsbader Contractors et Tractebel, ainsi que la société suédoise Sweco, se chargeront respectivement de la construction, du soutien technique et de la planification. Ces collaborations témoignent de l’ampleur et de la complexité du projet, qui sera un des fers de lance de la stratégie européenne de stockage d’énergie.

« Cet accord avec les entrepreneurs est une étape essentielle », souligne Joeri Siborgs, directeur général de Giga Storage Belgium, auprès de pv magazine. « Il s’agit d’un projet phare, non seulement pour la Belgique, mais aussi pour l’ensemble de l’Europe. L’accès à de grands systèmes de stockage est une condition sine qua non pour une transition énergétique réussie. »

D’autres projets de batteries en Europe

L’ambition de Giga Storage ne se limite pas à « Green Turtle ». L’entreprise vise à déployer 5 GW de projets de stockage à l’échelle européenne d’ici 2030. Avec des projets en cours aux Pays-Bas, notamment le BESS (système de stockage d’énergie par batteries) de 300 MW dans la région de Delfzijl, et d’autres initiatives à venir dans divers pays, Giga Storage entend se positionner en leader d’implantation de batteries.

Selon le PDG de l’entreprise, Ruud Nijs, ce type de projet est indispensable pour stabiliser les prix de l’énergie et réduire la dépendance aux importations de combustibles fossiles. Les infrastructures de stockage d’envergure, telles que « Green Turtle », sont donc des éléments stratégiques pour une gestion optimale des énergies renouvelables, tout en assurant la résilience des réseaux face aux fluctuations de la production. Le projet belge marque une étape importante dans cette trajectoire. Avec ses 700 MW de puissance et 2,8 GWh de capacité, il s’agira de la plus grande batterie d’Europe.

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Le gouvernement français s’apprête à modifier en profondeur le dispositif du chèque énergie, une aide précieuse pour les ménages les plus modestes. Il ne sera plus versé automatiquement, dans l’espoir que les demandes baissent.

Actuellement, 5,6 millions de Français bénéficient du chèque énergie, un soutien instauré en 2018 pour alléger les factures énergétiques des foyers en situation de précarité. Cependant, à partir de 2025, le versement de cette aide ne sera plus automatique. Selon Mediapart, cette réforme pourrait permettre à l’État de réaliser une économie d’environ un milliard d’euros.

Les plus modestes pénalisés

Jusqu’à présent, le chèque énergie était envoyé automatiquement aux bénéficiaires identifiés par l’administration fiscale grâce à la taxe d’habitation et aux déclarations de revenus. Ce système évitait un phénomène de non-recours massif. En effet, selon Mediapart, entre 75 et 85 % des chèques étaient effectivement utilisés, un taux très élevé pour ce type d’aide. Mais avec la suppression de la taxe d’habitation, Bercy a dû repenser les modalités de distribution. Désormais, les ménages devront remplir une demande en ligne et fournir leur numéro fiscal, une copie de leur pièce d’identité et une facture d’énergie. Ce changement administratif risque d’accroître le non-recours.

Comme l’explique Hélène Denise auprès de Mediapart, chargée de plaidoyer à la Fondation Abbé Pierre, « le taux de non-recours sera énorme ! ». En 2023, déjà, lors d’une première tentative de modification du dispositif, seulement 32 000 nouveaux bénéficiaires ont pu obtenir le chèque sur un million de ménages potentiels. Le gouvernement avait sous-estimé les effets du passage à une procédure non automatique.

Des économies sur le dos des plus fragiles

Cette réforme est perçue par de nombreux acteurs comme une manière d’économiser sur le dos des plus vulnérables. Claire Lejeune, députée de La France Insoumise, critique vivement cette décision : « il nous semble que c’est une manière très sale de faire des économies ». Elle souligne que dans les cas où le versement des aides n’est pas automatique, comme pour les chèques fioul ou bois, le taux de recours chute à 20 % seulement​.

Alors que la précarité énergétique touche près de 6 millions de Français, ce type de réforme pourrait aggraver une situation déjà alarmante. En 2023, plus d’un million d’interventions pour impayés ont été recensées, un record selon le médiateur de l’énergie. En 2024, avec la flambée des prix de l’énergie, les associations avaient déjà alerté sur l’insuffisance du montant du chèque, qui oscille entre 48 et 277 euros.  Pour Hélène Denise, ce n’est pas aux ménages les plus pauvres de payer pour les failles administratives : « Ils préfèrent mettre à terre tout le dispositif plutôt que de risquer de verser deux fois un chèque au même foyer ».

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Le gouvernement français a dévoilé les nouvelles zones où seront installés les prochains parcs éoliens en mer. Alors que la part de l’éolien offshore dans le mix énergétique doit considérablement augmenter d’ici 2050, cette première étape de planification est bienvenue sous certaines réserves. Elle fait la part belle aux éoliennes offshore.

La France accélère enfin le développement de son éolien en mer, elle qui a longtemps été à la traîne par rapport à ses voisins européens. Alors que le premier parc offshore à grande échelle n’a été inauguré qu’en 2022 à Saint-Nazaire, le gouvernement affiche désormais des ambitions bien plus grandes. Avec la publication, le 18 octobre 2024, d’une carte désignant quatorze zones maritimes prioritaires pour l’installation de parcs éoliens d’ici 2035 et 2050.

Le développement de l’éolien en mer doit en effet permettre de répondre à l’objectif de 45 GW de capacités installées d’ici 2050, contre seulement 1,5 GW aujourd’hui. À terme, il devrait représenter 20 % de la production française d’électricité.

Lancement du giga-appel d’offres : un tournant pour la filière

L’une des étapes majeures de cette feuille de route est le lancement, prévu fin 2024 ou début 2025, d’un appel d’offres inédit en France : le giga-appel d’offres de 10 GW (nommé AO10). Cette démarche doit marquer un changement de méthode pour le gouvernement, qui a jusque-là distillé les projets de manière progressive. « Ce sera le plus gros appel d’offres jamais lancé en France, on est dans la bonne maille par rapport à ce qui se fait au niveau européen », se réjouit Michel Gioria, délégué général de France renouvelables, dans Le Monde​.

L’attribution de ces projets, prévue pour l’automne 2026, concerne des installations dans plusieurs régions maritimes. Voici la liste des nouveaux parcs prévus :

Zone Manche (posé, 4 GW)

• Fécamp Grand Large
• Roches Douvres
• Albâtre Grand Large
• Picard Opale

Zone Bretagne (flottant, 2 GW)

• Bretagne Nord Ouest
• Bretagne Nord Est
• Bretagne Grand Large
• Centre Atlantique Grand Large

Zone Golfe de Gascogne (flottant, 1,2 GW)

• Golfe de Gascogne Sud
• Golfe de Gascogne Nord
• Golfe de Gascogne Ouest

Zone Golfe du Lion (flottant, 2 GW)

• Golfe du Lion Est
• Golfe du Lion Ouest
• Golfe du Lion Centre

Une part importante de ces nouvelles installations concerne l’éolien flottant, une technologie innovante, mais plus coûteuse et complexe à déployer que l’éolien posé.

Le choix de l’éolien flottant : opportunité ou contrainte ?

La décision du gouvernement de privilégier l’éolien flottant au détriment de l’éolien posé a suscité des réactions contrastées. Cette technologie permet de placer les éoliennes loin des côtes, à plus de 20 km du rivage, afin de minimiser l’impact visuel. L’éolien flottant est plus accepté par les élus et les usagers de la mer, car il s’éloigne des côtes, rendant les éoliennes moins visibles depuis le littoral​. Cette technologie devrait représenter 60 % de la puissance installée.

Cependant, cette stratégie présente des inconvénients. D’abord, l’éolien flottant est beaucoup plus onéreux à installer et à raccorder au réseau. De plus, il reste moins mature technologiquement : en France, un seul site pilote est actuellement en activité. Ce pari technologique est donc risqué, comme le souligne Jules Nyssen, président du Syndicat des énergies renouvelables auprès du Monde : « On n’a pas de retour d’expérience sur le flottant », ce qui rend la gestion des projets plus incertaine.

Les industriels du secteur auraient préféré davantage de zones réservées à l’éolien posé, dont les coûts sont plus maîtrisés. Pourtant, le gouvernement a fait le choix de ne désigner aucune zone prioritaire pour l’éolien posé sur la façade Nord-Atlantique Manche-Ouest, gelant ainsi une partie du potentiel offshore. Ce choix, critiqué par certains acteurs économiques, marque toutefois la volonté de la France de s’aligner sur des objectifs environnementaux stricts.

Cartes détaillées des zones / Journal Officiel

Concilier transition énergétique et biodiversité

Si les décisions gouvernementales ont soulevé des interrogations chez les industriels, elles ont été mieux accueillies par les associations de protection de l’environnement. Celles-ci se réjouissent que la majorité des zones de développement éolien retenues soient situées en dehors des aires marines protégées. Des projets initialement envisagés au large des îles de Ré et d’Oléron ont notamment été abandonnés.

Le gouvernement a également pris des mesures pour protéger certaines zones riches en biodiversité. D’ici 2030, 5 % des eaux métropolitaines devront être placées sous une forme de protection forte. Cette démarche vise à préserver les écosystèmes marins tout en développant les infrastructures nécessaires à la transition énergétique. Toutefois, des critiques subsistent quant à la définition même de « protection forte », jugée trop souple par certains experts, qui estiment qu’elle ne correspond pas aux standards internationaux​.

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Près d’un an après la signature de leurs contrats de transition écologique avec l’État, les 50 sites industriels les plus émetteurs de gaz à effet de serre en France progressent, mais lentement. Selon une enquête de L’Usine Nouvelle, bien que certains avancent dans leurs projets de décarbonation, les décisions d’investissement les plus cruciales restent en attente.

Cinquante sites industriels français représentent 12 % des émissions nationales (voir la carte). L’année dernière, ils se sont engagés avec l’État à réduire leurs émissions de CO₂ de 45 % d’ici 2030 par rapport à 2015, avec l’objectif d’atteindre la neutralité carbone en 2050.

Des industries volontaires sur le papier

D’un côté se trouvent les industriels en marche vers la réduction de leurs émissions. Xavier Galliot, responsable du développement durable chez Roquette, témoigne auprès de l’Usine Nouvelle : « Ces feuilles de route ont créé les conditions de l’action. On est maintenant lancé et on garde le tempo. » La société prévoit de réduire ses émissions de 165 000 tonnes de CO₂ grâce à des projets de biomasse et d’optimisation des procédés. L’Usine Nouvelle rappelle que les discussions sur l’émergence d’une filière locale de biomasse prennent du temps, et les industriels doivent également établir des partenariats à long terme pour sécuriser leurs approvisionnements.

Pour accélérer le processus, plusieurs industriels suggèrent d’instaurer des mécanismes de valorisation pour les produits écologiques. Comme l’explique Jacques Chanteclair de Lhoist, « nous produirons significativement plus cher, mais il y a un marché pour la chaux verte dans certaines applications. »

Parmi les autres entreprises ayant présenté une feuille de route, Eqiom. Ils ont démarré la construction d’un nouveau four pour leur cimenterie, permettant une réduction de 20 % des émissions de CO₂ par tonne de clinker. D’autres, comme Heidelberg, renforcent leur efficacité énergétique avec des investissements significatifs.

Peu d’actions réelles

Toutefois, malgré ces avancées, l’absence de décisions d’investissement pour des projets structurants est inquiétante. Aucune des entreprises interrogées par l’Usine Nouvelle n’a encore confirmé des investissements majeurs, malgré des discussions en cours.

Le flou politique entre juin et septembre a exacerbé cet attentisme. Les industriels attendent des subventions publiques pour des projets de plusieurs centaines de millions d’euros, comme l’explique Antoine Hecker, responsable de la transition énergétique chez Lat Nitrogen : « Le groupe ne se lancera pas sans assurance de financement public. » Cette incertitude affecte directement la rentabilité de projets cruciaux, alors que des solutions technologiques demeurent encore peu matures.

La question du financement est primordiale. Les industriels dépendent fortement des subventions de l’État pour rentabiliser leurs projets, d’autant plus que le cadre de régulation des prix de l’électricité après 2025 laisse présager un coût élevé. « Avec un prix du gaz autour de 30 à 40 euros le MWh, il est bien plus rentable de produire avec des énergies fossiles que d’utiliser de l’électricité à 70 euros le MWh », observe un industriel.

Plus le temps de tergiverser

Les projets de décarbonation doivent s’accélérer, car le temps presse. Nicolas Broutin, de Yara France, prévient : « Le temps que l’on perd pour décider des investissements commence à peser. » Alors que la baisse progressive des quotas carbone gratuits se profile, polluer coûtera de plus en plus cher. Les entreprises européennes seront mises sur un même pied d’égalité avec les importations européennes, avec l’introduction des quotas carbones aux frontières. Peut-être une concurrence au plus vert s’installera dans l’UE et le débat se déplacera des financements publics aux solutions, disponibles et moins onéreuses ces prochaines années.

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Depuis le 15 avril 2023, plus aucune centrale nucléaire ne génère de l’électricité en Allemagne. L’abandon prématuré de ce mode de production bas-carbone avant même la fin de l’exploitation des centrales au charbon et au gaz font débat. Un chercheur s’est intéressé au coût et aux émissions de CO₂ du secteur Allemand de l’électricité si le pays avait gardé et ajouté du nucléaire.

Depuis vingt ans, l’Allemagne poursuit une politique de transition énergétique. Traduction : l’Energiewende. Son objectif : supprimer progressivement les énergies fossiles et nucléaires au profit des énergies renouvelables. Cependant, cette transition exigeante en ressources et en infrastructures suscite un questionnement croissant. Une étude menée par Jan Emblemsvåg pose la question suivante : que se serait-il passé si, à la place de cette transition renouvelable, l’Allemagne avait fait le choix de maintenir et développer son parc nucléaire ?

Méthodologie et hypothèses de l’étude

Pour comparer ces deux voies énergétiques, M. Emblemsvåg s’appuie sur deux hypothèses principales. La première postule que l’Allemagne aurait pu conserver ses réacteurs nucléaires en activité dès 2002, au lieu de les fermer progressivement. La seconde envisage un investissement continu dans la construction de nouvelles centrales nucléaires pour renforcer la capacité de production nationale. Ces hypothèses servent de base à une comparaison chiffrée avec l’Energiewende, permettant d’évaluer les coûts financiers et les bénéfices en termes de réduction des émissions de CO₂. L’auteur utilise une méthode de triangulation des données, qui croise plusieurs sources fiables – comme l’Agence internationale pour les énergies renouvelables (IRENA) et l’Agence internationale de l’énergie atomique (AIEA) – pour s’assurer de la robustesse des estimations malgré le caractère hypothétique de cette approche.

Un résultat favorable au nucléaire

L’étude révèle que l’Energiewende aurait coûté à l’Allemagne 696 milliards d’euros de 2002 à 2022, ce montant comprenant 387 milliards d’euros d’investissements directs et 310 milliards d’euros en subventions et autres coûts de gestion du réseau. En comparaison, le scénario nucléaire, selon lequel l’Allemagne aurait conservé ses centrales nucléaires en 2002 et ajouté de nouvelles capacités, aurait permis de réduire les dépenses de moitié, pour un coût total de 364 milliards d’euros. En termes de réduction des émissions, l’étude estime que le choix du nucléaire aurait permis une baisse de 73 % des émissions de CO₂ par rapport aux niveaux actuels, soit bien plus que les 25 % de réduction obtenus avec l’Energiewende.

Sur le plan énergétique, le scénario nucléaire présente des avantages notables. D’abord, il aurait permis de maintenir une production fiable en charge de base – c’est-à-dire en fournissant une quantité d’énergie stable et constante. Cette capacité est cruciale pour éviter la dépendance accrue au gaz naturel, devenue essentielle pour l’Allemagne dans les périodes où le vent ou le soleil sont absents.

Les limites de ce scénario hypothétique

Cependant, bien que ce scénario apparaisse favorable en termes de coût et de réduction des émissions, il se heurte à des obstacles notables, pratiques et politiques. L’Allemagne a fait de la sortie du nucléaire un pilier de sa politique énergétique, particulièrement après les accidents de Tchernobyl et de Fukushima, qui ont renforcé la méfiance du public à l’égard du nucléaire. Ce contexte politique a fait de l’abandon de l’énergie nucléaire un point presque irrévocable pour les responsables allemands. Dès lors, envisager une expansion nucléaire en 2002 aurait nécessité un soutien politique et social difficilement réalisable. Aussi, l’étude ne prend pas suffisamment en compte les coûts liés à la gestion des déchets nucléaires, problématique complexe et coûteuse pour tout pays utilisateur de cette technologie.

Enfin, la comparaison n’intègre pas les risques financiers associés aux grands projets nucléaires, souvent coûteux et nécessitant des garanties publiques pour attirer des investisseurs. Ces projets peuvent également être affectés par les fluctuations des coûts comme en témoigne l’EPR de Flamanville. Ignorer ces aspects limite l’exactitude du modèle financier proposé par l’étude et peut en réduire la faisabilité en conditions réelles.

Bien que l’étude d’Emblemsvåg présente un cadre hypothétique, elle met en lumière la complexité des choix énergétiques et les implications d’une transition reposant uniquement sur les énergies renouvelables. L’avenir nous dira qui de l’Allemagne ou de la France (avec un mix plus équilibré) aura fait un choix payant.

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D’après une note d’analyse de France Stratégie, seuls un tiers des 85 milliards d’euros d’investissements annuels nécessaires à la transition écologique d’ici 2030 seraient rentables sans soutien public pour les ménages et les entreprises.

D’après une récente note d’analyse de France Stratégie, seuls un tiers des 85 milliards d’euros d’investissements annuels nécessaires à la transition écologique d’ici 2030 seraient rentables sans soutien public, tant pour les ménages que pour les entreprises. Ce constat met en évidence la difficulté de financer cette transition de manière durable et efficace, et interroge sur la capacité des dispositifs existants à combler ce fossé financier.

Le rapport de France Stratégie, publié en octobre 2024, précise qu’un tiers des 85 milliards d’euros par an, destinés aux secteurs du bâtiment et du transport routier, sont rentables sans intervention publique. Ces investissements sont considérés comme nécessaires pour atteindre les objectifs climatiques, mais leur rentabilité reste incertaine.

Des investissements verts majoritairement non rentables

Les investissements identifiés dans les secteurs du bâtiment et du transport routier se concentrent principalement sur deux axes : la rénovation énergétique des bâtiments et l’électrification du parc automobile. En effet, pour réduire les émissions de gaz à effet de serre, ces secteurs clés doivent progressivement basculer vers des solutions moins carbonées. Certains de ces investissements, comme le remplacement des chaudières au fioul par des pompes à chaleur, peuvent être immédiatement rentables pour les ménages, notamment en raison des économies d’énergie qu’ils permettent de réaliser à court terme. Cependant, d’autres investissements, comme l’isolation thermique des bâtiments ou le remplacement des chaudières à gaz par des systèmes de chauffage électrique, restent largement non rentables, à prix de l’énergie constant.

Un besoin d’investissement public

Pour les investissements considérés comme non rentables, France Stratégie chiffre à 19 milliards d’euros par an le montant des transferts publics nécessaires pour assurer leur rentabilité. Ce chiffre inclut environ 17 milliards d’euros pour la rénovation énergétique des bâtiments, un secteur particulièrement déficitaire en termes de rentabilité. Actuellement, les aides publiques, telles que le dispositif MaPrimeRénov’, atteignent environ 8 milliards d’euros par an, un montant encore bien en deçà des besoins identifiés. Ce décalage interpelle sur la nécessité de revoir et d’augmenter le budget alloué à ces aides, pour garantir un soutien plus large et efficace aux ménages.

France Stratégie évoque également plusieurs pistes pour compléter le financement. Subventions directes, régulations incitatives ou encore des mécanismes fiscaux tels que des taxes sur les énergies fossiles ou des malus sur les « actifs bruns » – ces installations ou équipements à forte intensité carbone – sont envisagés comme des solutions à court terme. Ces leviers permettraient non seulement de stimuler la transition, mais aussi de répartir de manière plus équilibrée l’impact financier, en limitant la charge sur les finances publiques.

Cibler les dépenses publiques sur les secteurs et catégories sociales

Pour éviter les effets d’aubaine – où les ménages les plus aisés bénéficieraient des mêmes subventions que les ménages modestes pour des investissements qu’ils auraient de toute façon réalisés – France Stratégie propose de calibrer les aides en fonction des revenus des ménages. Cette approche permettrait de mieux cibler les aides, en concentrant les transferts sur les foyers les plus modestes, ceux qui en ont le plus besoin pour entreprendre les rénovations nécessaires. Cette stratégie, en limitant les aides aux plus hauts revenus, pourrait réduire les besoins de financement public à environ 19 milliards d’euros par an.

La note suggère également de revoir certains avantages fiscaux jugés inefficaces ou même contre-productifs, comme la réduction de TVA sur les rénovations écologiques. Ce type de mesure, bien qu’a priori incitatif, profite également à des ménages ayant déjà la capacité de financer ces travaux sans aide. Redistribuer ces ressources vers les foyers plus modestes pourrait ainsi mieux soutenir la transition écologique, en assurant une répartition plus juste des subventions et un impact maximal pour chaque euro investi.

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