Le fabricant français de systèmes solaires thermiques Solar Brother équipe sa première école d’un chauffage solaire SunAéro, à Carnoules (Var). Une installation pilote de petite taille qui vise à ouvrir la voie aux solutions de chauffage sobres en énergie dans les bâtiments publics.

À Carnoules, dans le Var, une école élémentaire bénéficie depuis peu du système de chauffage solaire aérothermique SunAéro de Solar Brother. Cette première installation pilote marque l’entrée de cette petite entreprise française sur le marché des collectivités et des bâtiments publics. Acteur depuis près de dix ans dans la filière confidentielle du solaire thermique, Solar Brother veut poursuivre son développement dans le chauffage, aux côtés de ses traditionnels fours et cuiseurs solaires en kit.

Une première classe test et des résultats prometteurs

La première installation a été réalisée dans une salle modulaire de 40 m² accueillant 24 élèves de CE1 à l’école Marie-Claude Vaillant-Couturier. Deux semaines après la mise en service, les relevés indiquent une température intérieure pouvant atteindre 25 °C en journée et une réduction du taux d’humidité, passant de 60 % à 40 %. Le flux d’air renouvelé chaque heure contribuerait également à améliorer le confort et la concentration des enfants.

Conçu et assemblé à Carnoules, le système SunAéro est autonome en énergie et repose sur un concept très simple. Les panneaux modulaires utilisent l’énergie du soleil pour préchauffer et renouveler l’air d’une pièce. Par simple effet de serre, les capteurs thermiques réchauffent l’air extérieur, qui est insufflé à l’intérieur grâce à un ventilateur alimenté par un capteur photovoltaïque. Selon Solar Brother, le système réduirait jusqu’à 30 % la consommation des systèmes de chauffage conventionnels, auxquels SunAéro est complémentaire. Le dispositif augmenterait naturellement la température intérieure de 3 à 5 °C tout en assurant un renouvellement constant de l’air.

Des ambitions claires pour le marché BtoB et les collectivités

Soutenu notamment par la Région Sud, Solar Brother prévoit déjà de nouvelles installations à La Londe-les-Maures, Marseille et dans d’autres communes du Var. L’entreprise vise à court terme le marché des bâtiments scolaires, des bureaux et des structures légères, confrontés à des problématiques similaires de ventilation et de chauffage.

Avec plus de 500 chauffages solaires SunAéro déjà vendus à des particuliers en France et en Europe, Solar Brother veut accélerer son déploiement vers les acteurs publics. Le retour d’expérience de Carnoules permettra d’établir, d’ici le printemps 2026, un rapport d’analyse sur la performance et les économies générées.

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Les véhicules électriques alimentés à l’énergie propre ne produisent pas d’émission de carbone lorsqu’ils roulent. En revanche, leur fabrication peut conduire à des quantités substantielles d’émissions. Il existe toutefois de nombreuses solutions pour y remédier.

Les voitures thermiques et les voitures électriques partagent, hors batterie, un processus de fabrication similaire. Il en résulte une empreinte carbone relativement proche, de l’ordre de 5 à 10 tonnes de CO₂ équivalent (t CO₂e), en fonction de leur taille et de leur lieu de fabrication. Mais, pour les véhicules électriques, il faut ajouter à cela les émissions induites par la production des batteries. Et, selon une étude du cabinet de conseil McKinsey, les émissions dues à la fabrication d’une batterie d’un véhicule électrique typique (de 75 kWh) sont de l’ordre de 7 t CO₂e. Cela représente environ 90 kg CO₂e/kWh de batterie.

Si l’on considère qu’une voiture thermique produit environ 2 t CO₂e tous les 10 000 km – soit environ un an d’utilisation en moyenne – alors, il faut rouler entre trois et quatre ans en véhicule électrique pour rentabiliser son empreinte carbone, en relatif de sa contrepartie fonctionnant aux hydrocarbures fossiles. On comprend dès lors tout l’enjeu de la décarbonation de la production des batteries.

Le mix énergétique du pays de fabrication est le facteur le plus important

Pour réduire cette empreinte carbone, il faut analyser la chaîne de production des batteries, et identifier les maillons qui causent le plus d’émissions. Il s’avère que le facteur le plus influent est l’énergie nécessaire pour la production des composants des batteries. Ainsi, l’extraction du nickel, du manganèse, du lithium et du graphite, ainsi que leur raffinage, pèsent lourd dans l’empreinte carbone des batteries. Tout comme la production des électrodes, qui peut impliquer des températures élevées, lesquelles nécessitent une grande quantité d’énergie.

Qui dit besoins énergétiques implique que le mix énergétique du lieu de production des différents composants va compter au premier ordre. Ainsi, la production de batteries en Suède sera à l’origine de l’émission de 45 kg CO₂e/kWh, tandis que la production de batteries en Chine causera elle jusqu’à 108 kg CO₂e/kWh, soit plus du double. Problème : la Chine domine le marché des batteries de façon écrasante, avec plus de 70 % des parts de marché.

Le nickel pèse lourd dans l’empreinte carbone

Le choix du matériau utilisé dans les batteries n’est pas neutre non plus sur l’empreinte carbone de ces dernières. Et c’est le nickel qui occasionne le plus d’émissions. Or il est utilisé dans nombre de véhicules électriques, du fait de la haute performance des batteries NMC (Nickel-Manganèse-Cobalt). Ainsi, si l’on considère les batteries hors nickel en Chine, les émissions se réduisent drastiquement : elles passent de 108 à 79 kg CO₂e/kWh.

Le cabinet McKinsey se montre optimiste vis-à-vis des perspectives de réduction de l’empreinte carbone des batteries. Ainsi, d’ici à 2030, ils estiment que l’extraction et le raffinage ont le potentiel de réduire leurs émissions de près de 30 %, et ce par l’électrification des équipements. De même, la fabrication des électrodes pourrait voir ses émissions diminuer de 25 %.

Rien de plus vertueux qu’une batterie fabriquée à partir de matériaux recyclés

Le cabinet met également en avant tout l’avantage du recyclage des batteries. En effet, les matériaux sont, dans ce cas, bien sûr, déjà extraits, ce qui élimine le besoin de dépenser de l’énergie pour les extraire du sol et de les raffiner. Ainsi les batteries produites à partir de matériaux recyclés verraient leur empreinte carbone divisée par quatre. Un avantage qui se combine à ceux du seul accès à ces matières stratégiques, une perspective dans laquelle les batteries usagées pourraient devenir un nouvel or noir.

Les options disponibles sont très nombreuses, tout au long de la chaîne. De plus, les réglementations de l’Union Européenne ou des États-Unis sont de plus en plus strictes sur cet aspect. Certains fabricants de batteries annoncent également des objectifs ambitieux, à moins de 20 kg CO₂e/kWh. Au total, il semble donc que la décarbonation du secteur soit sur la bonne voie.

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Et si votre voiture électrique devenait une centrale de stockage d’énergie ambulante ? C’est la promesse du V2X (Vehicle-to-Everything), une technologie qui permet aux véhicules électriques d’injecter de l’électricité dans le réseau, une maison ou un appareil personnel. En collaboration avec nos confrères et amis d’Automobile Propre, Révolution Énergétique décrypte ce potentiel gigantesque encore largement inexploité en France. Une solution qui pourrait radicalement transformer la gestion des pics de consommation hivernaux et l’intégration des énergies renouvelables intermittentes.

Un potentiel équivalent à six réacteurs nucléaires

Les chiffres donnent le vertige. Avec 1,3 million de véhicules électriques fin 2024 selon l’Avere-France, le parc français représente une capacité de stockage de 45 GWh et une puissance cumulée de 9,1 GW. Pour donner un ordre de grandeur : l’équivalent de cinq à six réacteurs nucléaires EPR de dernière génération comme celui de Flamanville (1,65 GW), ou du double du système de pompage-turbinage de Montézic, deuxième plus grand dispositif de stockage hydraulique français avec 30 GWh de capacité.

Mieux encore : avec une moyenne de 35 kWh par batterie et 7 kW de puissance de recharge bidirectionnelle, chaque véhicule pourrait alimenter un foyer moyen pendant plusieurs jours hors chauffage. « Le potentiel est là, il suffit de l’exploiter », souligne Hugo, rédacteur en chef de Révolution Énergétique. Et ce n’est qu’un début : la part des véhicules électriques dans le parc roulant total ne représente que 2 à 3 %, mais les ventes atteignent déjà 13 % du marché neuf.

V2G, V2L, V2H, V1G : des technos qui augmentent les fonctionnalités d’une voiture électrique

Quatre technologies coexistent aujourd’hui, chacune avec ses usages spécifiques. Le V2L (Vehicle-to-Load) équipe déjà 10 à 20 % des modèles neufs comme par exemple la Dacia Spring, la Renault 5, ou les coréennes Kia EV6 et EV9. Cette fonction permet d’alimenter des appareils électriques via un simple adaptateur branché sur la prise de recharge, avec une puissance de 3,6 à 3,7 kW. Idéal pour un professionnel utilisant des outils électriques ou pour une raclette en montagne, entre autres.

Le V2G reste ultra confidentiel en France : seule la Renault 5 le propose parmi les modèles récents, aux côtés de véhicules historiques jamais exploités (Nissan Leaf première génération, Mitsubishi i-MiEV). Cette technologie exige un cadre réglementaire strict pour communiquer avec le réseau électrique national et rémunérer les utilisateurs qui mettent leur batterie à disposition pendant les pics de consommation. Un système d’autopartage innovant utilisant le V2G est opérationnel aux Pays-Bas.

Entre les deux, le V1G (charge monodirectionnelle intelligente) se développe rapidement avec plusieurs fournisseurs d’électricité proposant déjà des contrats de pilotage intelligent. Le principe : la borne coupe ou réduit automatiquement la recharge lors des tensions sur le réseau, puis recharge massivement quand les prix de l’électricité chutent. Quelques dizaines d’euros de rémunération mensuelle sont possibles.

Le V2H (Vehicle-to-Home) transforme chaque voiture en batterie de stockage domestique, rendant obsolète l’achat d’un système de stockage séparé pour les installations solaires en autoconsommation. Mais cette solution nécessite des adaptations électriques (compteur communicant, disjoncteur d’isolement) et un cadre réglementaire encore flou.

Le potentiel colossal d’un parc automobile très électrifié

Le potentiel est colossal, mais l’adoption reste freinée par la complexité technique et réglementaire. « Le V2G, c’est un plan à mettre en place à l’échelle d’un pays. Il faut que les constructeurs, les fournisseurs d’énergie, les gestionnaires de réseau se parlent », explique Pierre Desjardin, rédacteur en chef d’Automobile Propre.

Pourtant, les enjeux sont majeurs : soulager le réseau lors des pointes hivernales sans recourir aux centrales à charbon, fioul ou à gaz, faciliter l’intégration de l’éolien et du solaire, et offrir une source de revenus complémentaires aux propriétaires de véhicules électriques. Avec seulement 2 à 3 % du parc automobile électrifié aujourd’hui, la France n’a encore rien vu de ce que ces technologies peuvent apporter à la transition énergétique dans les cinq prochaines années.

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Considéré comme un ingrédient majeur de la transition énergétique à l’échelle mondiale, le biocarburant a pourtant des limites qui sont déjà atteintes dans de nombreuses situations. Un rapport révèle qu’en moyenne, dans le monde, les biocarburants seraient même plus polluants que les énergies fossiles ! Voici pourquoi. 

Les biocarburants sont-ils plus mauvais pour l’environnement que les carburants d’énergie fossile ? C’est ce que l’on pourrait croire, à la lecture du récent rapport du cabinet Cerulogy. Ce dernier indique, en effet, que l’impact environnemental des biocarburants serait 16% supérieur à celui des carburants fossiles traditionnels. Dans un rapport de presque 100 pages, le cabinet Cerulogy a étudié les politiques de production de biocarburants des neuf premiers pays producteurs de biocarburants, et les chiffres obtenus sont impressionnants.

D’abord, ce rapport révèle que près de 32 millions d’hectares sont destinés à la production de biocarburant, pour seulement 4 % des carburants utilisés dans le domaine des transports. Cela représente la superficie d’un pays comme l’Italie ! Et c’est loin d’être terminé, car selon les dernières prévisions, ce chiffre pourrait atteindre les 52 millions d’hectares, soit la superficie de la France, dès 2030.

La difficile caractérisation des émissions liées à la production de biocarburants

Pour parvenir à apporter une comparaison pertinente aux énergies fossiles, Cerulogy a fait un important travail de caractérisation de toutes les émissions de CO2 liées à la production de biocarburant. On peut citer le recours à des engrais, à des machines agricoles ainsi qu’à des transports.

Ce n’est pas tout. Cerulogy a introduit la notion de « coût d’opportunité carbone ». Il s’agit du manque à gagner environnemental que représente le développement d’une plantation destinée à la production de biocarburant, plutôt qu’une reforestation ou un retour à l’état naturel qui peut être considéré comme une réserve de carbone. Outre cet aspect environnemental, Cerulogy dénonce la concurrence existant entre la production de biocarburant et l’alimentation de la population. À l’heure actuelle, les 32 millions d’hectares pourraient nourrir 1,3 milliard d’être humains. Et ce n’est pas tout, puisque la production de biocarburants nécessite une grande quantité d’eau.

Cap sur la seconde génération de biocarburants

Sur les neuf pays étudiés, Cerulogy a relevé une moyenne d’émission de CO2 supérieure de 16% aux carburants fossiles, dont la référence a été établie à 94 grammes de CO2 équivalent par mégajoule (gCO2e/MJ). Néanmoins, ce n’est pas à généraliser sans nuances, car les différences sont très importantes selon les pays. Voici les chiffres relevés pour chaque pays :

On constate ainsi que dans certains pays, les émissions de CO2 des biocarburants sont nettement inférieures aux énergies fossiles. C’est notamment le cas au Canada par exemple. Le bilan carbone du biocarburant canadien est relativement faible grâce à l’utilisation massive de cultures de maïs sur des terres qui étaient déjà cultivées, avec une pression moins importante sur les écosystèmes naturels. À l’inverse, la Thaïlande applique une politique différente, avec une part importante d’huile de palme Or, l’huile de palme affiche une très forte intensité carbone, notamment du fait que sa culture entraîne souvent la conversion de forêts et de tourbières en cultures agricoles. Ce changement d’affectation des sols contribue à relâcher du carbone dans l’atmosphère, ce qui génère énormément d’émissions.

À l’horizon 2030, une utilisation de plus en plus grande de biocarburant devrait engendrer une pression plus importante sur les écosystèmes. C’est le cas au Canada, ce qui explique une intensité carbone supérieure en 2030 par rapport à 2023. De son côté, la Thaïlande devrait réduire l’impact environnemental de ses biocarburants en réduisant l’usage des biodiesels routiers à base de palme, et en boostant l’utilisation d’huiles usagées pour l’aviation.

Une seconde génération de biocarburants plus vertueuse

La véritable réussite de la substitution des carburants fossiles par des biocarburants ne devrait être réellement possible qu’avec la démocratisation des biocarburants de seconde génération. Pour rappel, la première génération, aujourd’hui très majoritaire, consiste à créer du carburant à partir de produits agricoles destinés à l’alimentation humaine ou animale. Il peut s’agir de canne à sucre, de betterave, de maïs ou de colza : des cultures riches en sucre, en amidon et en huile.

La deuxième génération de biocarburant devrait être produite à partir de biomasse lignocellulosique non comestible, c’est-à-dire de déchets forestiers, de tiges de maïs ou encore d’ordures ménagères. Cette transformation de la filière permettrait ainsi de limiter la concurrence entre cultures destinées à l’alimentation et à la production de carburant, et de mieux faire cohabiter les deux. Pour le moment, cette nouvelle génération de biocarburant n’en est qu’au stade du développement.

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La fin de la défiscalisation de l’E85, prévue dans le budget 2026, pourrait renchérir le litre d’environ 50 centimes. Une douche froide pour les automobilistes qui ont converti leur véhicule à ce biocarbuant, mais aussi pour toute une filière.

Le projet de loi de finances 2026 présenté par le gouvernement Lecornu rebat les cartes de la fiscalité énergétique. Si certaines mesures réjouissent le monde agricole, d’autres inquiètent les usagers : l’avantage fiscal accordé à l’E85, carburant plébiscité pour son prix bas, sera progressivement réduit. Une orientation qui pourrait faire bondir son tarif d’ici trois ans, selon l’association 40 millions d’automobilistes.

L’E85, victime collatérale d’un virage budgétaire

Commercialisé en moyenne à 0,71 €/L actuellement, le superéthanol E85 pourrait voir son prix grimper jusqu’à 1,20 € d’ici 2029. Une hausse de 40 à 50 centimes qui anéantirait l’intérêt économique de ce biocarburant pour plus d’un million d’usagers, dont une bonne partie a investi dans un coûteux boitier de conversion. « Non seulement le carburant devient plus cher, mais l’incitation à adopter une alternative plus écologique est affaiblie », alerte l’association.

Deux fois moins cher que l’essence, l’E85 s’est imposé comme un bouclier contre la flambée des prix à la pompe. Pour nombre d’automobilistes, c’est un levier de pouvoir d’achat autant qu’un choix de sobriété. En réduisant cet avantage, le gouvernement fragiliserait un carburant accessible à des foyers déjà touchés par l’inflation. Il rendrait toutefois le véhicule électrique plus compétitif, s’il est rechargé avec une électricité à bas coût.

Une filière agroéthanol fragilisée

Produit à partir de betterave, de blé ou de maïs, le bioéthanol soutient une partie du revenu agricole français. La FNSEA s’inquiète d’un effet domino : recul de la demande intérieure, pression accrue des importations et perte de compétitivité face à d’autres biocarburants, risque de casse sociale dans les zones rurales.

En misant sur un redressement budgétaire, le gouvernement prend le risque d’affaiblir une alternative plus vertueuse que le sans-plomb. Entre économie nationale et économie du quotidien, le curseur reste délicat à placer.

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L’énergie éolienne est très dépendante des conditions locales du vent, lesquelles déterminent en grande partie la rentabilité des installations. Mais avec cette nouvelle technique émergente, l’énergie éolienne aérienne, il est possible d’aller chercher le vent là où il se trouve : en altitude. Et la matière, la Chine, comme dans beaucoup de domaines, mène la danse.

Lorsque la vitesse du vent double, l’énergie produite par une éolienne est multipliée par huit – c’est le résultat de la fameuse formule de Betz, qui permet d’en calculer la puissance récupérable. Nous avons donc tout intérêt à placer les éoliennes là où le vent souffle fort. Or, plus on s’élève en altitude, plus le vent est fort. C’est la raison pour laquelle on place les turbines au sommet de hauts mâts, dont certains atteignent des dimensions colossales. Pour prendre un exemple, le prototype de 26 MW qui vient d’être installé en Chine, porte le moyeu à pas moins de 185 m d’altitude !

Existe-t-il une autre manière qu’un mât gigantesque pour placer une éolienne en hauteur ? Oui, c’est tout à fait possible, et ce grâce à un ballon dirigeable, un plus-léger-que-l’air, relié au sol par un câble électrique. Il est alors possible de placer les turbines très haut dans l’atmosphère, là où les vents soufflent le plus fort.

L’éolienne volante sur son site de lancement / Image : Beijing SAWES Energy Technology.

L’envol des premières éoliennes aériennes

En Chine, c’est tout un projet qui est en phase de décollage. La société Beijing SAWES Energy Technology vient en effet de faire voler son éolienne dirigeable de 1,2 MW, dans le désert du Winjiang. L’engin affiche des dimensions importantes : 60 mètres de long et 40 m de diamètre. Il a la forme d’une ogive, dont l’arrière est cerclé d’un anneau, formant ainsi un canal où sont nichées douze turbines de 100 kW chacune. D’après la société, le test a été un succès.

Depuis bientôt dix ans, la Chine s’est dotée d’un vaste programme national de développement des éolienne aériennes, courant jusqu’à 2030. Les premières applications visées sont les régions éloignées et difficiles d’accès. Ou encore, tirant parti de la grande facilité de déploiement des dirigeables, l’alimentation des régions sinistrées par des catastrophes naturelles.

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Le 28 avril 2025, une panne électrique géante frappe la péninsule ibérique, et se propage même jusqu’au Sud-ouest de la France. Un événement qui a montré toute la fragilité de notre société ultra-connectée. Aussi, quand le gestionnaire espagnol du réseau de transport alerte sur de possibles nouvelles pannes, les réactions sont immédiates.

Plusieurs enquêtes furent menées sur la panne d’avril 2025. Elles établiront son origine dans un phénomène de surtension. Cette dernière a entraîné une réaction en chaîne de déconnexions de plusieurs sites de production, laquelle s’est ensuite propagée à l’ensemble du réseau. Les causes profondes sont à relier au manque d’inertie du système électrique induit par un fort taux de pénétration des énergies renouvelables.

À la suite de la panne, des mesures renforcées ont été prises dans le cadre du « bouclier anti-blackout » : dès avril, la part d’énergies renouvelables a été limitée, au profit des centrales au gaz naturel, de façon à augmenter les marges de capacité de stabilisation du réseau. De même, depuis le 1ᵉʳ octobre, les producteurs solaires et éoliens avaient reçu pour consigne de ralentir leurs « rampes de puissance » ; ils ne sont dorénavant autorisés à passer de 0 à 100 % de puissance qu’en 15 minutes au moins, au lieu de 2 minutes précédemment. Des mesures qui ont en pratique permis d’éviter de nouvelles pannes pendant l’été.

Des mesures d’urgence pour éviter le blackout

Mais en ce début d’octobre 2025, Red Eléctrica de España (REE), gestionnaire du réseau de transport haute tension, demande la modification immédiate de quatre procédures de gestion du réseau. Ces demandes furent révélées par la consultation publique lancée en urgence le 8 octobre par Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), le régulateur espagnol du réseau. Deux jours plus tôt REE avait nié toute fluctuation importante sur le réseau espagnol.

Dans le document de la CNMC est pourtant fait état de variations brusques de tension sur le réseau électrique au cours des deux dernières semaines. Selon REE, ces fluctuations pourraient conduire à une nouvelle panne géante si les révisions proposées des protocoles n’étaient pas mises en œuvre. Les mesures concernent les heures de publication des plannings de production, un rehaussement des limites minimales de production pilotables (gaz), une généralisation du suivi des rampes de puissance, ou encore le renforcement des contrôles sur le réseau de transport.

Des mesures très techniques, donc. Objectif : renforcer la capacité d’intégration sans risque dans le réseau des énergies renouvelables. Dans le cadre de la consultation publique, CNMC alerte également sur l’accroissement des coûts de l’électricité que ces mesures pourraient impliquer.

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À l’heure où le développement massif de l’intelligence artificielle représente un défi mondial en matière de production d’énergie, la Chine va tenter d’immerger un centre de données pour l’exploiter à moindre frais.

Dans quelques jours, la société chinoise Hailanyun Technology va immerger un data center à 6 km au large de Shanghai. Objectif : limiter l’un des principaux postes de dépense énergétique de ce type d’installation, à savoir leur refroidissement. Ce sont donc 198 racks équipés de serveurs haute performance, d’une puissance suffisante pour entraîner un modèle comme GPT-3.5 en une journée, qui vont être immergés et refroidis grâce à l’eau de mer.

Selon le porte-parole de Hailanyun Technology, l’immersion du centre de données pourrait réduire de 30 % ses dépenses énergétiques totales, en comparaison à un centre terrestre. Par la même occasion, ce choix technologique permet de ne pas nécessiter d’eau douce. Immergée à plusieurs dizaines de mètres de profondeur, l’infrastructure est composée d’une coque en acier, recouverte de paillettes de verre pour la protéger de la corrosion.

D’ailleurs, l’énergie nécessaire au centre de données proviendra à 97 % de sources d’énergies renouvelables, et en particulier de parcs éoliens offshore.  Pour le moment, les deux premiers clients de ce centre sous-marin seront China Telecom, ainsi qu’une société publique de calcul intensif.

De possibles inconvénients à prendre en compte

L’idée d’immerger des serveurs pour limiter leurs besoins énergétiques n’est pas nouvelle. Microsoft a d’ailleurs réalisé une expérimentation à ce sujet il y a plusieurs années, sans y donner suite. Mais elle comporte potentiellement des limites. En premier lieu, l’impact de ce type d’installation pour la biodiversité est encore incertain. Si des études préliminaires réalisées en 2020 ont conclu à un impact inférieur aux seuils critiques, ces résultats seront à confirmer avec des centres de taille et de puissance supérieure. Le réchauffement potentiel de l’eau pourrait, en particulier, entraîner un appauvrissement en oxygène. D’autre part, ce type d’installation pourrait être vulnérable à des ondes acoustiques. C’est en tout cas ce qu’a montré une autre étude de 2024.

Malgré ces limites potentielles, de nombreux pays s’intéressent à cette solution technologique. Outre les USA et la Chine, la Corée du Sud envisage également d’immerger des serveurs. Le Japon et Singapour se penchent plutôt sur la possibilité de construire des centres de données flottants. La France s’y essaie également avec le projet Denv-R, à une échelle bien moindre que la Chine. Ce dernier ne comporte que 4 racks.

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À travers Rosatom, la Russie augmente son influence en Afrique en proposant à de nombreux pays des solutions concrètes facilitant leur électrification. Parmi ces solutions, les centrales nucléaires flottantes ont une place importante.

Une délégation de Rosatom était en Afrique du Sud, en ce début octobre, à l’occasion de l’African Energy Week 2025. L’événement avait pour objectif annoncé de mettre en place des projets destinés à faire sortir l’Afrique de la pauvreté énergétique d’ici 2030. Et la Russie pourrait y jouer un rôle majeur, notamment grâce à des centrales nucléaires flottantes. Forte de son expérience avec l’Akademik Lomonosov, elle compte sur cette technologie pour faciliter et accélérer le déploiement de moyens de production bas-carbone. Cette solution est d’autant plus prometteuse que 38 des 54 pays africains possèdent un littoral.

Des plateformes flottantes de 110 MW

Sur sa plateforme Akademik Lomonosov, Rosatom utilise deux réacteurs KLT-40S, variante des réacteurs nucléaires à eau pressurisée KLT-40 qui équipent les brise-glaces à propulsion nucléaire russes. L’ensemble atteint une puissance de 70 MWe pour une plateforme de 140 mètres de long par 30 mètres de large. Pour aller plus loin, Rosatom finalise le design de sa nouvelle unité flottante, baptisée PEB-100, qui devrait avoir des dimensions similaires.

En revanche, elle sera équipée de deux réacteurs RITM-200, de génération III+. Version améliorée du KLT-40S, ce réacteur à eau pressurisée affiche une puissance de 55 MWe et doit être rechargé en combustible tous les six ans seulement. En théorie, il permettrait donc la mise en service de plateformes d’une puissance supérieure à 100 MWe. Plusieurs de ces réacteurs sont déjà en construction pour équiper des brise-glaces. La Russie souhaite livrer ses premières plateformes à partir de 2030.

La Russie tisse sa toile en Afrique

À l’heure actuelle, Rosatom a déjà signé des partenariats incluant la mise en œuvre de centrales flottantes avec la Guinée, mais également le Ghana. Ce dernier accord porte sur la mise en service de 2 à 3 centrales et ne nécessiterait qu’un investissement minime de la part du Ghana grâce à la vente de l’électricité. De manière plus générale, la Russie cherche à participer activement au développement énergétique de l’Afrique. Rosatom serait ainsi impliqué dans 30 projets nucléaires répartis dans 16 pays. En septembre 2025, des accords ont d’ailleurs été signés avec l’Éthiopie pour construire deux réacteurs de 1200 MWe, et avec le Niger pour construire deux réacteurs de 2000 MWe.

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L’hydrogène, une des solutions face aux défis énergétiques actuels, s’avère être un candidat idéal pour le stockage longue durée. Dans un nouveau concept, cette technologie est associée aux batteries et à l’intelligence artificielle pour renforcer la résilience des réseaux électriques.

Les systèmes de stockage hybrides semblent susciter un intérêt croissant dans ce contexte où l’équilibre des réseaux est de plus en plus menacé. Alors que nous évoquions récemment une installation chinoise reliant batteries et supercondensateurs, voici un nouveau concept combinant maintenant batteries et stockage hydrogène.

Derrière l’idée : la startup suisse Plan-B Net Zero. La jeune entreprise a présenté son concept lors du Symposium sur l’hydrogène DA-CH récemment organisé en Autriche. Son système repose sur deux piliers. D’une part, des batteries absorbent les variations à court terme du réseau électrique ; et d’autre part, un système de production d’hydrogène vert assure le stockage à long terme du surplus d’électricité issue des énergies renouvelables. L’ensemble est coordonné par une IA chargée d’orchestrer les échanges entre les différents composants.

Le concept s’adresse principalement à l’Allemagne, l’Autriche et la Suisse, où les réseaux auraient atteint désormais leurs limites opérationnelles face à la croissance rapide des renouvelables et à la fréquence accrue des phénomènes météorologiques extrêmes. « Nous avons besoin de systèmes intelligents et décentralisés, capables de réagir de manière autonome aux fluctuations », souligne l’entreprise pour appuyer sa démarche.

Une interconnexion intelligente entre solaire, IA, électrolyseurs et batteries

Plan-B Net Zero affirme travailler actuellement sur le développement de pôles énergétiques régionaux interconnectant centrales solaires, batteries et électrolyseurs. L’objectif est d’exploiter le surplus d’énergie solaire pour alimenter les batteries et produire de l’hydrogène vert via électrolyse. Pour convertir ce dernier en électricité, le système devrait être associé, soit à des piles à combustible, soit à des turbines à hydrogène.

Grâce à des modèles prédictifs basés sur la météo, la demande en électricité et les prix de l’énergie, l’IA supervisera le système en temps réel. Elle pourrait ainsi anticiper les variations du réseau et ajuster automatiquement les opérations en chargeant les batteries, en lançant l’électrolyse pour produire de l’hydrogène, ou en restituant de l’électricité au réseau lorsque c’est nécessaire.

L’entreprise revendique déjà un portefeuille de projets de stockage par batteries totalisant 1,3 GWh, dont certains seront prochainement associés à des installations à hydrogène. Si ce concept s’annonce théoriquement prometteur pour améliorer la stabilité du réseau, aucune donnée concrète n’a pour l’heure été fournie pour évaluer ses performances réelles. La question des coûts reste également en suspens.

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Il y a 65 ans, la sécurité nucléaire n’était visiblement pas aussi sérieuse qu’aujourd’hui. Une affiche du Commissariat à l’énergie atomique (CEA) retrouvée parmi ses archives préconisait de se pincer le nez et de retenir sa respiration en cas d’incendie de plutonium.

Au début des années 1960, au cœur de l’épopée nucléaire française, le service de protection contre les radiations de Marcoule (Gard) diffusait une surprenante affiche signée de l’illustrateur Jacques Castan. Le visuel présente la conduite à tenir « en cas d’incendie de plutonium », dans un style graphique digne d’un vieux manuel d’école primaire. Il faudrait ainsi « retenir sa respiration et fermant la bouche et pinçant le nez » avant d’isoler la source de l’incendie dans une boite d’extinction au fluorure de calcium (F2 Ca). On note également la nécessité de « donner l’alarme », qui émet d’ailleurs un étonnant meuglement de vache, à en croire l’affiche.

L’opérateur ne porte aucun équipement de protection respiratoire, il est simplement vêtu de la blouse rétro du CEA, d’une toque, de surchaussures et de gants, ce qui paraît inconcevable de nos jours. Le document a été déterré par le chercheur Michael Mangeon, passionné d’archives nucléaires, qui l’a publiée sur son compte LinkedIn.

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À l’horizon 2030, l’Italie ambitionne d’atteindre une capacité de 3 GW d’électrolyseurs d’après son plan national énergie-climat publié en 2024. Dans ce contexte, le pays se voit ainsi accueillir une nouvelle installation de 0,5 MW en Sardaigne, un investissement de 15 millions d’euros en partie financé par le Plan national de relance et de résilience.

L’Italie lance donc Hyround, une nouvelle usine de production d’hydrogène vert, la première installation du pays directement connectée au réseau gazier urbain. Celle-ci couvre l’ensemble de la chaîne de valeur, de la production au stockage et à la distribution du gaz. Porté par l’Italien Italgas, spécialiste de la distribution de gaz naturel, le projet est implanté à Sestu, dans la province de Cagliari, en Sardaigne. L’usine a été inaugurée le 2 octobre en présence du ministre de l’Environnement et de la Sécurité énergétique, Gilberto Pichetto Fratin.

L’infrastructure utilise la technologie dite « Power-to-gas », qui transforme l’électricité en hydrogène via l’électrolyse de l’eau. Cette électricité, pour être « verte », provient d’un parc photovoltaïque voisin de 1 MW et alimente un électrolyseur de 0,5 MW. Avec tout cela, Italgas espère produire 21 tonnes d’hydrogène par an, avec déjà une prévision d’augmentation à 70 tonnes annuelles dès 2028.

L’hydrogène au service des bus, des usines et des habitations

L’hydrogène produit est destiné à trois secteurs principaux : le transport, l’industrie et les usages domestiques. Une partie de la production alimentera une flotte de bus à hydrogène, une technologie encore toute jeune en Italie. Une entreprise laitière locale l’utilisera également pour remplacer le gaz naturel dans ses procédés de production, afin de générer la chaleur nécessaire aux différentes opérations. Enfin, l’hydrogène sera mélangé au méthane dans le réseau domestique pour chauffer les habitations et produire de l’eau chaude.

Ce projet est rendu possible en grande partie grâce au fait que la Sardaigne dispose de réseaux de distribution de gaz parmi les plus avancés du pays. Le choix géographique d’Italgas répond donc à une stratégie claire. Ces réseaux, dits « natifs numériques », ont été conçus dès le départ avec des technologies modernes intégrées, permettant d’optimiser la distribution du gaz en temps réel. Surtout, dès leur installation, ils étaient déjà prêts à accueillir différents types de gaz, y compris l’hydrogène.

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L’ascensoriste finlandais Koné teste un prototype d’ascenseur fonctionnant en courant continu (DC). C’est une innovation dans la gestion énergétique des bâtiments en facilitant l’intégration des énergies renouvelables et la récupération d’énergie.

Le courant continu, longtemps cantonné aux circuits électroniques, s’immisce dans le monde du bâtiment. Le groupe Koné, numéro deux mondial des ascenseurs, vient d’annoncer le lancement d’un Proof of Concept pour un ascenseur fonctionnant entièrement en courant continu (DC). Son objectif ? Démontrer les gains en efficacité énergétique et en stabilité du réseau qu’il peut apporter en lieu et place du courant alternatif (AC). Ce prototype s’inscrit dans le cadre de l’adhésion de Koné à la fondation Current/OS qui milite pour une norme internationale des micro-réseaux en courant continu.

Les ascenseurs, un gros poste de consommation dans un immeuble

En remplaçant les habituelles conversions entre courant alternatif et continu, le système réduit les pertes électriques et facilite la récupération de l’énergie de freinage. « À l’image d’un véhicule électrique, l’énergie produite lors de la descente pourra être réinjectée dans le réseau », explique le président de la fondation Current/OS Yannick Neyret aux Echos. Cette énergie pourrait ensuite alimenter d’autres usages du bâtiment : éclairage, climatisation ou recharge de véhicules qui fonctionnent en DC.

L’ascensoriste entend prouver que cette approche peut rendre les ascenseurs plus sobres et plus résilients, car les ascenseurs sont le plus gros poste de consommation des communs d’un immeuble (s’il n’y a pas de chauffage collectif).

Contrairement à une idée répandue, il ne s’agit pas d’alimenter l’ascenseur uniquement par des panneaux solaires. « L’ascenseur, comme les autres consommateurs du bâtiment, est connecté à un réseau DC alimenté à la fois par le solaire, le réseau public et parfois des batteries », précise la fondation Current/OS. Ce réseau est dimensionné pour l’ensemble des équipements du bâtiment, l’ascenseur pouvant disposer d’une petite réserve d’énergie tampon pour lisser les appels de puissance.

Les avantages du courant continu

En intégrant directement les sources renouvelables, le courant continu permet d’éviter les pertes liées aux conversions AC/DC. Résultat : une meilleure utilisation de l’électricité et une réduction du soutirage sur le réseau électrique classique. Le concept reste encore au stade expérimental mais l’intérêt grandissant d’acteurs comme Koné ou Daikin qui intègrent la fondation témoigne d’une tendance de fond : celle de bâtiments à réseaux hybrides capables de gérer, stocker et redistribuer localement leur énergie. Nous avions par exemple visité le bâtiment Wave de Vinci Energies à Lille, prototype d’un bâtiment à courant continu.

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Le Mécanisme d’ajustement carbone aux frontières (CBAM) permettra, dès janvier 2026, d’intégrer le coût du carbone aux importations d’électricité et d’hydrogène. Il sera accompagné par un système intérieur à l’UE de quota carbone sur ces mêmes secteurs qui montera en puissance

Entré en phase transitoire en octobre 2023, le CBAM (Carbon Border Adjustment Mechanism) impose aux importateurs européens de déclarer les émissions de CO₂ liées à leurs produits. Si 2025 reste une année de simple déclaration, dès 2026, ils devront acheter des certificats carbone alignés sur le prix du marché européen des quotas carbone (ETS), actuellement situé aux alentours de 70 € la tonne de CO₂.

Une disparition progressive des quotas gratuits d’ici 2034

« Une phase transitoire va démarrer de 2026 à 2034, où les quotas gratuits vont progressivement disparaître », explique Adrien Fourmon, avocat en droit de l’énergie au cabinet Jantet. Ces quotas gratuits « perturbent le signal prix » car une partie des quotas sont aujourd’hui payants et d’autres gratuits. Avec la pleine application du CBAM, entreprises étrangères et européennes paieront toutes le contenu carbone de leurs produits.

S’il existait des quotas gratuits dans l’ETS, c’était pour ne pas trop pénaliser les entreprises européennes face aux importations. Désormais, les entreprises devront « se conformer rapidement et déclarer leurs importations, sinon elles n’auront pas accès au marché européen », prévient l’avocat. L’objectif de ce double mécanisme — marché intérieur et taxe carbone aux frontières — est d’éviter les fuites de carbone et d’assurer une concurrence équitable entre acteurs européens et importateurs.

Électricité : un risque de désavantage pour le Royaume-Uni

Pour l’électricité, le CBAM pourrait impacter l’interconnexion avec le Royaume-Uni, sauf si celui-ci démontre que ses producteurs paient déjà un prix du carbone équivalent via l’UK ETS. Une électricité issue d’un mix très carboné — charbon ou gaz sans capture — émet en moyenne 700 à 900 kg CO₂/MWh. Avec un prix du carbone à 100 €, cela représenterait 70 à 90 € supplémentaires par mégawattheure : ces importations deviendraient largement non compétitives.

À l’inverse, la « cloche solaire » de 14 h sur Eco2Mix (l’outil de RTE pour suivre l’intensité carbone et les prix) montre une intensité carbone de seulement 15 kg CO₂/MWh, soit un coût additionnel d’à peine 1 à 5 € par MWh.

L’Union française de l’électricité (UFE) a déjà réagi et exprimé deux craintes. La première concerne le risque de double paiement du contenu carbone : « il pourrait être très difficile de tracer un import jusqu’à l’installation d’origine au Royaume-Uni », ce qui entraînerait un double paiement (UK et UE). La seconde critique vise la valeur par défaut retenue pour l’intensité carbone du mix britannique, calculée sur la base de données historiques, donc plus carbonées.

Un effet plus spectaculaire sur l’hydrogène

L’impact du CBAM devrait être encore plus marqué sur les importations d’hydrogène. L’hydrogène gris, produit à partir de gaz naturel, émet 9 à 12 kg de CO₂ par kg d’H₂. Au prix actuel du carbone, cela renchérit le produit d’environ 1 € par kg, portant son coût total entre 2,5 et 4 € contre 1,5 à 3 € auparavant.

L’hydrogène bleu, avec capture partielle du CO₂, limiterait la hausse à 0,3 à 0,6 €/kg. Quant à l’hydrogène vert, issu d’électrolyse alimentée par des énergies renouvelables, ses émissions tombent sous 1 kg CO₂/kg d’H₂ produit, soit moins de 10 centimes de coût carbone supplémentaire. Et plus le prix du carbone augmentera, plus l’hydrogène vert deviendra compétitif, jusqu’à devenir moins cher que l’hydrogène fossile.

Un levier diplomatique et climatique

Au-delà de ses effets économiques, le CBAM agit comme un outil diplomatique. Il incite les pays exportateurs à instaurer leurs propres systèmes de tarification du carbone pour éviter une double pénalisation. Certains, comme le Maroc ou le Canada, s’en inspirent déjà pour aligner leurs politiques climatiques sur celles de l’Europe.

Plusieurs zones d’ombre demeurent : l’intégration des émissions indirectes dues à l’électricité utilisée dans les processus de fabrication (acier, chimie…), la répercussion sur le prix final payé par les consommateurs européens, et la trajectoire future du prix du CO₂. Alors que la nouvelle version de l’ETS 2 doit couvrir le carburant routier et le chauffage domestique dès 2027, les prix de l’énergie pourraient fortement augmenter. La réussite du couplage entre CBAM et ETS apportera rapidement des réponses.

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L’énergie solaire poursuit sa folle ascension aux États-Unis. La situation est telle qu’elle pourrait devenir la deuxième énergie du pays dès 2028 en termes de puissance installée, se plaçant derrière le gaz naturel avec 250 GWc. 

Donald Trump a beau s’opposer frontalement au déploiement des énergies renouvelables, le reste du pays ne semble pas partager son point de vue, puisqu’il n’y a jamais eu autant de solaire et d’éolien déployés aux États-Unis qu’en 2025. Selon la Commission fédérale de régulation de l’énergie (FERC), entre janvier et juillet, l’équivalent de 16 GW de centrales photovoltaïques ont été installées, soit les trois quarts des nouvelles installations de production d’électricité sur la période. En deuxième position, on retrouve l’éolien avec 3,2 GW de nouvelles capacités ajoutées.

Toujours selon la FERC, en juillet 2025, la puissance électrique installée aux États-Unis se décline de cette manière (hors nucléaire et hydroélectricité) :

• 567 GW de centrales au gaz naturel
• 198 GW de centrales au charbon
• 158 GW de parcs éoliens
• 153 GW de centrales solaires photovoltaïques

S’il a démarré plus lentement que l’éolien, le secteur du solaire rattrape désormais son retard et se positionne en première place des nouvelles capacités de production depuis septembre 2023. Sur cette période de 22 mois, la capacité photovoltaïque totale est passée de 92 GWc à 153 GWc. Rien que sur le mois de juillet 2025, ce sont près de 1,18 GWc de solaire qui ont été raccordés au réseau !

Le photovoltaïque devrait prendre la deuxième place du mix électrique dès 2028

Compte tenu de cette courbe de progression, le solaire devrait dépasser l’éolien d’ici peu, mais ce n’est pas tout. Selon les prévisions de la FERC, le photovoltaïque pourrait prendre la deuxième place du mix électrique en termes de capacités de production avec environ 250 GW. En parallèle, la capacité de production du charbon devrait chuter de 25 GW avec la fermeture de nombreuses centrales à charbon. Le solaire dépasserait alors le charbon de 44 %.

Pour optimiser l’utilisation des énergies renouvelables, les États-Unis n’ont également jamais installé autant de batteries qu’en 2025. Si tout va bien, ce sont un total de 18,3 GW de capacité de stockage qui devraient être raccordés d’ici la fin du mois de décembre. Si le nucléaire fait régulièrement la une de l’actualité, notamment via les promesses des SMR, force est de constater qu’à l’heure actuelle, ce sont principalement les énergies renouvelables qui rendent possible la stabilisation, si ce n’est la baisse, des émissions de CO2 liées à la production d’électricité.

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L’institut Qualimétrie a mené une étude auprès de quatre comparateurs de fournisseurs d’énergie pour analyser leurs pratiques envers les consommateurs. Ils sont loin de la transparence, selon ses conclusions.

Du 27 juin au 28 juillet 2025, Qualimétrie a enquêté sur les pratiques de quatre comparateurs d’énergie (Hello Watt, Selectra, Papernest et Choisir) afin d’évaluer leur impartialité et la qualité de leur accompagnement. Au total, 200 appels ont été réalisés selon quatre profils de consommateurs fictifs : un client mécontent, un abonné en litige avec son fournisseur, un usager souhaitant faire le point sur sa facture et un particulier déménageant.

Dans 62 % des appels, le rôle des conseillers n’est pas clairement exprimé, semant le trouble avec 50 % se disant impartiaux vis-à-vis des fournisseurs. À peine 47 % mentionnent spontanément qu’ils travaillent avec plusieurs fournisseurs.

Pression commerciale et opacité du financement

Les conseillers posent des questions de cadrage dans 83 % des appels (pour évaluer le besoin de l’appelant) mais seuls 37 % s’intéressent réellement aux attentes du client (écologie, service, engagement). À regarder le résultat : plus de la moitié des appelants ne se voient proposer qu’une seule offre et dans 80 % des cas, le conseiller favorise un fournisseur précis.

Les arguments reposent quasi exclusivement sur le prix (89 % des appels) et non pas sur les besoins du client. Les critères comme le service client, les engagements du fournisseur et le type d’énergie fournie passent souvent à la trappe, regrette l’institut. Près d’un conseiller sur deux pousse fortement le consommateur à souscrire immédiatement. Deux tiers (66 %) évoquent la gratuité du service et seuls 37 % précisent les modalités de rémunération.

Le service ne semble pas rendre satisfaction à en croire l’étude :  47 % des consommateurs interrogés déclarent qu’ils ne recommanderaient pas leur comparateur et seuls 40 % disent ne pas avoir eu confiance lors de l’appel. Mieux vaut peut-être utiliser le comparateur du Médiateur national de l’énergie, un service public.

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Symbole aussi politique qu’économique, la Turquie veut prendre ses distances de la Russie pour la construction de sa seconde centrale nucléaire sur les rives de la mer Noire. Les États-Unis et la Corée du Sud pourrait coopérer pour donner naissance à ce projet. 

C’est un revirement de situation inattendu, mais compréhensible. Après une visite du président turque Erdogan à la Maison Blanche, le 25 septembre dernier, les paris sont plus que jamais ouverts pour savoir qui construira la deuxième centrale nucléaire de la Turquie. Selon les dernières déclarations de Alparslan Bayraktar, ministre de l’Énergie, la nouvelle centrale pourrait résulter d’une coopération tripartite entre la Turquie, les États-Unis et la Corée du Sud.

Cette coopération porterait sur la construction d’une centrale nucléaire dans la région de Sinop. Cette province, située au bord de la mer Noire, a un avantage de taille : ses eaux y sont particulièrement froides, avec 5 °C de moins que les eaux de la Méditerranée. À l’origine, cette centrale devait être construite par un consortium franco-japonais et composée de 4 réacteurs de 1100 MW. Mais face à une explosion du budget, les différents partenaires impliqués se sont finalement désistés un à un.

Ne pas reproduire les erreurs d’Akkuyu

À partir de 2022, Rosatom a considéré ce projet comme une extension de la centrale actuellement en construction d’Akkuyu. L’entreprise Russe y a même mené des études sur site en 2024. Seulement, voilà : la construction de la centrale d’Akkuyu, première centrale nucléaire du pays, qui a débuté en 2018, ne se passe pas comme prévu. Composée de 4 réacteurs de 1200 MWe, elle est construite, financée et exploitée par Rosatom. Du fait du conflit en Ukraine, la Russie a connu des difficultés d’approvisionnement et de financement. De plus, les retards s’enchaînent, même si le premier réacteur vient d’être mis en service.

Pour ces raisons, la Turquie a ouvert le débat afin d’obtenir la centrale au coût le moins élevé possible. Elle souhaite également que les entreprises turques puissent activement participer à la construction, ce qui semble plus difficile avec Rosatom. D’ailleurs, les futurs travaux de la centrale d’Akkuyu pourraient ne pas être réservés à Rosatom, mais ouverts à la concurrence.

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En Australie, le producteur français Neoen met en service la deuxième tranche de Collie Battery et lance le chantier de Muchea Battery, sa première installation de stockage longue durée de six heures. Le groupe dépasse les 3 GWh de batterie installés.

À Collie (extrême sud-ouest de l’Australie), une gigantesque batterie nommée Collie 2 fournit désormais ses services à l’Australian Energy Market Operator (AEMO) depuis le premier octobre. Dotée d’une capacité de 341 MW pour 1363 MWh, elle arrive à point nommé, au moment où l’Australie compense la fermeture progressive de ses centrales fossiles. Combiné à la première tranche Collie 1 (219 MW et 877 MWh), l’ensemble atteint 560 MW et 2240 MWh, l’ensemble devient la plus grande batterie australienne en service et la première à dépasser les 2 GWh, selon le communiqué de presse de Neoen.

Une première batterie à longue durée

Toujours sur le réseau électrique South-West Interconnected System (SWIS), la construction d’une autre batterie nommée Muchea a commencé. Elle est la première batterie longue durée de six heures dans le portefeuille mondial de Neoen. D’une puissance de 164 MW pour 905 MWh, elle sera équipée de 252 Tesla Megapack 2XL et connectée au réseau SWIS via Western Power. Les travaux seront confiés à Tesla et à UGL (filiale de CIMIC). Le projet bénéficie du Capacity Investment Scheme, c’est le dispositif fédéral destiné à soutenir les infrastructures de stockage en Australie. La fonction de Muchea sera de contribuer à stabiliser le réseau lors des pics de demande en soirée.

Avec Collie 2 et Muchea, Neoen cumule désormais 724 MW et 3 145 MWh de stockage dans l’État, c’est gigantesque. C’est le fruit d’un investissement total supérieur à un milliard de dollars australiens (560 millions d’euros).

Un gros contrat avec l’industrie minière

Parallèlement, Neoen déploie sa stratégie de fourniture d’électricité renouvelable au travers de contrats de gré-à-gré (PPA). Fin septembre, le groupe a signé un contrat de 100 MW sur dix ans avec le géant minier BHP pour ses activités de cuivre en Australie-Méridionale. Combiné à un premier PPA de 70 MW en vigueur depuis juillet, il couvrira environ 70 % de la consommation électrique de BHP d’ici 2030. L’électricité proviendra du parc éolien Goyder North et de la future Goyder Battery d’au moins 200 MW et 800 MWh. Neoen chérit l’Australie, pays dans lequel elle totalise plus de 5 GWh installés ou en construction.

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Une étude de l’IFOP pour Engie et la Fondation Jean-Jaurès révèle que les français sont massivement favorables aux énergies renouvelables, toutes sensibilités politiques confondues.

Une proposition de loi Gremillet, visant à fixer les objectifs énergétiques de la France, a récemment enflammé le Parlement. Moratoire évité de justesse, passes d’armes entre camps politiques… Les choix énergétiques restent plus que jamais un enjeu politique. Les élus nationaux opposent les modes de production d’électricité entre eux, oubliant que la priorité demeure la décarbonation du mix énergétique — et que les Français, eux, plébiscitent toutes les énergies propres.

Les Français n’opposent plus le nucléaire aux renouvelables

Selon le sondage « Énergies : que veulent vraiment les Français ? », réalisé par l’IFOP pour Engie et la Fondation Jean-Jaurès en avril 2025 auprès de près de 12 000 personnes, 84 % des Français ont une bonne image des énergies renouvelables, dont 26 % une très bonne image.

Les sources les plus populaires restent le solaire et l’hydraulique (89 % d’opinions favorables), suivies de la géothermie (87 %), du biogaz (81 %) et de l’éolien terrestre et offshore (78 %). Même le nucléaire conserve une image positive pour 61 % des sondés. Les Français ne raisonnent donc plus en termes d’opposition entre technologies : 56 % souhaitent un mix associant nucléaire et renouvelables, jugé plus sûr et plus souverain.

L’extrême droite critique, mais pas leurs électeurs ?

L’étude met en lumière un paradoxe intéressant : les électeurs du Rassemblement national (RN), dont les dirigeants — comme ceux des Républicains — s’opposent par principe à l’éolien, se montrent majoritairement favorables aux énergies renouvelables (77 %).

Certes, ils conservent une meilleure image du nucléaire, mais 68 % restent favorables à l’éolien. Et même à gauche, 53 % des personnes interrogées se déclarent favorables au nucléaire (contre 61 % pour l’ensemble des sondés).

Les riverains plus favorables aux projets locaux

Autre enseignement du sondage : la proximité avec les installations renforce l’adhésion, de manière parfois surprenante. Les riverains de parcs éoliens ou solaires adhèrent plus largement aux énergies renouvelables que ceux qui n’en côtoient pas.

Habitués à ces projets, ils en perçoivent mieux les retombées économiques locales et les créations d’emplois. Mais aussi, ils en identifient plus nettement les effets négatifs, preuve d’un rapport concret et nuancé à la transition énergétique.

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L’EPR de Flamanville pourrait finalement ne jamais dépasser les 1 600 MWe de puissance. C’est ce que suggère la Commission de régulation de l’énergie, dans un récent rapport sur le coût du parc électronucléaire français. Une potentielle déception supplémentaire sur ce projet qui multiplie les difficultés.

L’information a failli passer inaperçue. Dans un récent rapport portant sur l’évaluation des coûts complets des centrales nucléaires, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) a donné un détail intrigant concernant Flamanville 3, nom officiel du nouveau réacteur EPR français. Dans ce rapport de près de 200 pages, on peut y lire qu’EDF aurait déclaré à la CRE « une puissance nominale inférieure de 35 MW à la puissance déclarée dans le cadre des données publiques ».

Toujours selon EDF, ce chiffre n’est pas définitif, et la puissance finale du réacteur pourrait encore être affinée d’ici la fin des essais. Néanmoins, cette donnée semble vouloir dire qu’EDF envisage un bridage de la puissance du réacteur nucléaire, au moins jusqu’en 2031, période sur laquelle porte le rapport de la CRE. Selon nos confrères de La Tribune, une telle baisse de puissance pourrait causer un manque à gagner de l’ordre de 15 millions d’euros par an à EDF. Et pour cause, si ces 35 MW ne représentent que 2 % de la puissance initiale du réacteur, cela représenterait une perte de production annuelle équivalente à celle de 16 éoliennes en mer comme celles de Saint-Nazaire.

La pleine puissance comme cadeau de Noël ?

Des rumeurs circulent concernant un possible rendement détérioré de la turbine, cet organe de la centrale qui permet de transformer l’énergie thermique de la vapeur en énergie mécanique. EDF s’est néanmoins montré rassurant sur ce sujet, et a indiqué que le bridage évoqué n’a aucun rapport avec les interventions menées sur la turbine.

Il reste désormais à attendre que le réacteur redémarre afin d’en savoir plus. Si la puissance maximale devait être atteinte avant la fin de l’été, il semblerait que l’objectif soit désormais la fin de l’automne. On peut donc logiquement espérer que l’EPR de Flamanville produira au moins 1585 MWe aux alentours du 20 décembre. Actuellement, les équipes d’EDF sont sur le pont pour permettre une reconnexion du réacteur au réseau le 17 octobre prochain.

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