Les « tensions hautes » inquiètent RTE au point que, avec la diminution de la proportion de machines tournantes dans le mix électrique, le gestionnaire du réseau de transport veut obliger les ENR à fournir des réglages de tension.

La Commission de régulation de l’énergie (CRE) a validé, dans une délibération publiée le 6 mai, les nouvelles règles encadrant les services système tension proposées par RTE. Maintenir la tension électrique dans des plages de fonctionnement sûres est aussi important qu’ajuster la fréquence, et pourtant il n’existe pas de dispositif équivalent. La motivation de la CRE vient des recommandations issues du rapport d’experts européens sur le black-out de la péninsule ibérique, qui « souligne l’importance de l’enjeu et de la maîtrise de la tension sur le réseau ». RTE anticipe « une aggravation des phénomènes de tension haute » à horizon 2039. Elles viennent notamment du développement des câbles souterrains, plus capacitifs que les lignes aériennes, de l’augmentation de la production renouvelable raccordée (électronique de puissance vs machines tournantes) mais aussi des pics solaires trouvant une faible consommation en miroir.

Pour maintenir la tension, RTE s’appuie sur les producteurs d’électricité. Et leurs alternateurs capables d’absorber ou injecter de la puissance réactive pour la stabiliser. Jusqu’à présent, les producteurs étaient rémunérés pour la mise à disposition de ces capacités. Désormais, la nouvelle architecture tarifaire validée par la CRE conserve les niveaux de prix actuels mais modifie la structure de rémunération afin de mieux valoriser le service effectivement rendu (l’activation vs la capacité mise à disposition).

Les renouvelables mises à contribution

La CRE durcit aussi les pénalités appliquées aux producteurs qui ne respectent pas les consignes de réglage transmises par RTE. Avec leur électronique de puissance, les installations renouvelables vont être mises à contribution. La CRE considère qu’elles doivent apporter leurs services à mesure que leur participation devient significative dans le mix électrique.

En parallèle, RTE prévoit de multiplier par trois les moyens dédiés à la gestion des tensions hautes d’ici la fin de la prochaine décennie. Dans une actualité récente, nous écrivions sur l’accord Etat-EDF pour rémunérer certaines centrales nucléaires en fonctionnement même lorsque les prix de marché les inciterait à moduler à la baisse, de se maintenir et apporter leur inertie et réglage de tension devenus de plus en plus précieux avec la montée des productions renouvelables variables.

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L’État vient d’autoriser le projet de mini-STEP de Saint-Antoine, près d’Ajaccio, de Next Step Energy.

Une Station de transfert d’énergie par pompage (STEP) de 12 Mégawatts (MW) verra le jour en Corse avec l’aide de l’État avant la fin de la décennie. Un arrêté publié au Journal officiel le 7 mai acte le soutien public à la coentreprise créée par Tenergie et Envinergy. Celle-ci bénéficiera d’un mécanisme de rémunération garanti de 9,75 % sur les capitaux investis.

Concrètement, si les revenus générés par l’exploitation de l’installation ne permettent pas d’atteindre ce seuil, une compensation publique viendra compléter les recettes. Ce dispositif s’inscrit dans le cadre du guichet de saisine organisé par la Commission de régulation de l’énergie (CRE) pour les zones non interconnectées (ZNI) dont fait partie la Corse. 12 MW donc, une mini-STEP, et une mise en service prévue horizon 2029. Aucun montant d’investissement n’a encore été communiqué.

C’est le deuxième projet connu

Les STEP, ces batteries à eau qui permettent de flexibiliser le mix électrique, sont de plus en plus utiles dans les Zones non-interconnectées (ZNI). Elles qui ont des mix électriques carbonés (car thermiques) et/ou dépendants d’importations. Elles flexibilisent la production et ce, de manière bas-carbone. Une autre STEP sera prochainement installée à Lugo-di-Nazza Ghisoni par EDF SEI. Son taux de rémunération fixé par l’Etat le 8 Mai 2026 est à 9,55%.

La programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) prévoit l’autonomie énergétique pour la Corse à 2050. Jusqu’ici, les derniers dispositifs de soutien lancés par la CRE dans les ZNI avaient surtout retenu des projets de batteries lithium-ion, notamment en Martinique, à La Réunion ou en Guadeloupe.

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L’enseigne allemande Lidl commercialise du 21 au 27 mai une batterie domestique Tronic de 2,24 kWh à 299 € avec sa carte de fidélité. Un tarif de 133 €/kWh qui pulvérise les standards du marché.

La grande distribution s’empare du stockage d’énergie solaire. Lidl Allemagne propose une batterie domestique plug-and-play à un prix qui aurait semblé impossible il y a deux ans. Le « Tronic Solarstromspeicher » (Tronic stockage d’énergie solaire) sera disponible en magasin et en ligne à 399 € en prix standard, ramené à 299 € pour les détenteurs de la carte Lidl Plus (gratuite). Cette offensive tarifaire s’inscrit dans le boom des installations solaires de balcon en Allemagne, où les kits complets se vendent désormais aux côtés des perceuses et des cafetières.

Une batterie domestique aux caractéristiques impressionnantes

Le Tronic Solarstromspeicher embarque 2,24 kWh de capacité en technologie LFP, garantie pour plus de 6 000 cycles de charge. La puissance de charge atteint 1 000 W, permettant de connecter deux panneaux solaires de 500 W via des connecteurs MC4 standards. La décharge maximale s’établit à 800 W, conforme à la réglementation allemande pour les installations plug-and-play. L’appareil affiche son niveau de charge via des LED intégrées et se pilote par wifi et Bluetooth depuis l’application Lidl Home.

L’installation ne nécessite aucune compétence technique particulière. La batterie se branche directement entre les panneaux solaires et le micro-onduleur existant, compatible avec 99 % des modèles du marché selon le fabricant. Un câble d’extension pour les modules photovoltaïques est fourni dans le pack. La garantie de 10 ans couvre l’ensemble du système, un argument commercial de poids face aux batteries domestiques de grande capacité vendues entre 2 000 et 8 000 €.

Un prix qui bouleverse le marché du stockage d’énergie

À 133 €/kWh, le Tronic Solarstromspeicher établit un nouveau plancher tarifaire pour le stockage résidentiel en Europe. Ce ratio descend sous les prix pratiqués par les plateformes chinoises comme Temu ou AliExpress pour des produits équivalents. Il y a moins de trois ans, une batterie de plus de 2 kWh sous la barre des 500 € relevait de l’utopie. La démocratisation des cellules LiFePO4 et l’industrialisation massive en Asie expliquent cette chute vertigineuse des coûts de production.

L’Allemagne connaît une explosion des installations solaires de balcon depuis 2024, portée par des réglementations simplifiées et des aides publiques ciblées. Les enseignes de grande distribution ont saisi l’opportunité en proposant des kits complets, transformant le photovoltaïque domestique en produit de consommation courante. Cette tendance n’a pas encore atteint l’Espagne ou la France avec la même intensité, mais une diffusion rapide est à anticiper, sur le modèle des friteuses à air ou des robots de cuisine qui ont envahi les rayons en quelques années. Le stockage d’énergie suit la même trajectoire de banalisation commerciale.

Reste à vérifier la fiabilité du système dans la durée et la qualité du logiciel de gestion, deux points sur lesquels aucun retour d’expérience n’existe encore. Le produit pourrait s’apparenter au Marstek B2500, un modèle chinois aux spécifications similaires vendu aux alentours de 600 € en France. Si la performance suit le prix, Lidl aura franchi un cap symbolique dans la démocratisation du stockage solaire domestique. À voir maintenant si Lidl France sautera également le pas.

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Avec le photovoltaïque, on peut souvent faire d’une pierre, deux coups. Les panneaux solaires peuvent être utilisés pour faire une clôture, un carport, un garde-corps.. Ou une ombrière pour canal d’irrigation. D’ailleurs, une installation de ce type a montré des résultats encourageants pour limiter l’évaporation. 

L’énergie photovoltaïque doit en partie sa croissance à sa capacité d’intégration. Contrairement à l’éolien, qui occupe une place à part entière dans le paysage, le photovoltaïque peut être intégré à de nombreuses installations, ce qui en facilite l’installation. On le retrouve sur des toitures, mais aussi des façades, des garde-corps et désormais des ombrières.

En Californie, une expérimentation est menée depuis 2022 pour étudier l’impact d’une ombrière photovoltaïque sur des canaux. Ce projet pilote, nommé Nexus, se compose d’une structure métallique sur laquelle reposent 1,6 MWc de panneaux solaires. À travers ces années d’exploitation, plusieurs facteurs ont été mesurés, à savoir l’évaporation de l’eau, la prolifération des algues ainsi que la production d’électricité.

L’étude a montré que le dispositif solaire permettait une réduction de l’évaporation comprise entre 50% et 70%. En parallèle, la croissance des algues a chuté de 85%, ce qui permet de maintenir une meilleure qualité de l’eau. Les résultats obtenus sont particulièrement prometteurs, dans un État américain dont l’histoire moderne a été jalonnée de sécheresses d’ampleur.

Selon une estimation, couvrir 4000 km de canaux avec une installation similaire au projet Nexus permettrait d’empêcher l’évaporation de 238 millions de mètres cubes chaque année, soit 95 000 piscines olympiques.

Un démonstrateur similaire bientôt inauguré en France

Une expérimentation similaire va bientôt avoir lieu de notre côté de l’Atlantique, dans la région française qui ressemble le plus à la Californie, à savoir la Provence. Comme dans le Golden State, la Provence profite d’un climat méditerranéen, mais aussi de problèmes d’approvisionnements en eau. Dans ce contexte, la Société du Canal de Provence gère un ensemble d’ouvrages hydrauliques permettant de desservir en eau près de 2 millions d’habitants.

Pour limiter l’évaporation de ces ouvrages, La CSP envisage de mettre en oeuvre des centrales solaires flottantes sur certaines de ses réservoirs, mais également de recouvrir une partie de ses canaux de panneaux photovoltaïques. Pour tester la pertinence de cette solution, une ombrière de 70 mètres de long pour une puissance de 300 kWc devrait être inaugurée cet été à Saint-Maximin-la-Sainte-Baume. Celle-ci recouvrira non seulement le canal mais également ses berges.

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La France ambitionne d’installer 45 GW d’éolien offshore d’ici 2050. Pour rendre cette ambition réalisable, un travail immense attend RTE, qui aura la charge de raccorder l’ensemble de ces parcs. 

RTE vient d’annoncer avoir terminé le raccordement du futur parc éolien en mer Dieppe – Le Tréport. Au total, il aura fallu 4 ans à RTE pour construire un poste électrique 225 000 / 400 000 volts ainsi qu’une double liaison souterraine et sous-marine sur plus de 25 kilomètres.

Plus que le « simple » raccordement d’un parc éolien, cette mise à disposition vient clôturer un chapitre important pour RTE, à savoir la fin du raccordement des 9 premiers parcs éoliens offshore français, que constituaient les appels d’offres AO1, AO2 ainsi que les trois projets pilotes éoliens flottants de Méditerranée. Au total, les travaux de raccordement de ces 9 parcs se seront étalés sur 6 ans, depuis le premier coup de pioche sur la plage nazairienne de la Courance, jusqu’aux derniers essais pour la livraison du parc de Dieppe – Le Tréport.

Mais le plus dur reste à venir pour RTE. Alors que la puissance cumulée de ces 9 parcs culmine à 3 GW, l’État vise un total de 45 GW d’éolien offshore en service d’ici 2050.

Un tiers du budget de RTE consacré au raccordement de l’éolien offshore

À plus court terme, la France vise 18 GW d’éolien en mer en 2037, puis 26 GW en 2040. RTE va donc devoir procéder au raccordement de 15 GW de parcs éoliens en à peine plus de 10 ans. Pour se donner une chance d’atteindre ces objectifs, RTE a développé une stratégie appelée « SMS » qui repose sur la standardisation, la massification et la simplification du développement du réseau, et du raccordement des parcs éoliens. Pour faire simple, cette stratégie se résume à tenter d’uniformiser le plus possible les techniques de raccordement employées pour chaque parc. Cela passe notamment par l’adoption de standards techniques comme des paliers techniques définis en fonction de la puissance des projets.

Côté budget, dans son schéma décennal du développement du réseau (SDDR), publié l’année dernière, RTE a chiffré à près de 37 milliards d’euros le raccordement de 22 GW d’éolien offshore à l’horizon 2040. Cela représente plus du tiers des investissements totaux du SDDR.

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Dualsun lance un nouveau panneau solaire « Made in Europe » éligible à la TVA à 5,5%. D’une puissance de 500 Wc, il doit faire face à une rude concurrence chinoise déjà organisée pour bénéficier de la TVA réduite. 

Dualsun fait partie des principales marques françaises de panneaux solaires. Innovante, notamment avec ses panneaux hybrides qui permettent de produire de l’électricité et de la chaleur, elle est néanmoins souvent critiquée du fait de sa production délocalisée en Chine. Ce positionnement est sur le point de changer.

Encouragée par l’entrée en vigueur de la TVA réduite à 5,5% en octobre dernier, la marque vient de dévoiler une nouvelle gamme de panneaux qui ont la particularité d’être produits en Europe. Cette production continentale permet au premier modèle de la gamme d’atteindre 504,9 kg CO2eq/kWc, ce qui le rend éligible à la TVA réduite.

Outre son empreinte carbone, ce panneau affiche une puissance de 500 Wc grâce à des cellules de type TOPCon N-Type dont le rendement est annoncé à 22,38%. Robuste, le panneau se veut résistant à la grêle (certifié GR4) grâce à un verre épaissi de 3,2mm et un cadre renforcé. Le produit est garanti 25 ans, et son rendement est garanti 30 ans.

Un partenariat industriel européen pour faire face à la concurrence chinoise

En proposant un panneau éligible à la TVA réduite, Dualsun ne prend pas une longueur d’avance face à la concurrence chinoise, mais essaie plutôt de ne pas se faire distancer, et pour cause. L’éditeur du logiciel spécialisé Revolt.eco a mené une étude sur un grand nombre de devis d’installations photovoltaïques depuis octobre 2025, mois de mise en application de la TVA réduite. Les résultats sont saisissants. Durant le mois d’octobre, la part des panneaux éligibles à la TVA 5,5% était infime. Mais en avril 2026, elle représentait déjà 27% des devis totaux. Problème : plus de 80% de ces panneaux bas carbone étaient d’origine chinoise et non européenne.

Déterminé à faire bouger les lignes, Dualsun a décidé de s’associer à Sonnenkraft, un fabricant autrichien créé en 1993, pour produire ces panneaux européens et bas carbone. En mutualisant une ligne de production, les deux entreprises se donnent ainsi une chance de réduire leurs coûts et donc de mieux rivaliser avec l’industrie chinoise.

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EDF cherche des solutions pour limiter des épisodes de surproduction électrique de plus en plus fréquents. Pour y faire face, il compte mettre à contribution les ménages français par le biais d’une expérimentation qui pourrait évoluer vers un tarif réglementé plus flexible. 

Un décret récemment paru vient d’autoriser EDF à mener une expérimentation auprès de 6600 ménages pour tester l’intérêt d’une tarification plus flexible à la place de l’option de base du tarif réglementé. À partir du 1er octobre 2026 et pour une durée d’un an, des abonnés actuels de l’option de base se verront proposer des tarifs avantageux aux heures de surproduction. EDF souhaite voir si ces ménages habitués à un prix fixe du kilowattheure seront capable de modifier leurs habitudes de consommation pour réduire leur facture. Pour les protéger durant cette expérimentation, le décret prévoit que leur facture finale ne puisse pas dépasser le montant qu’ils auraient payé selon leur offre classique.

Durant l’expérimentation, Enedis relèvera des données de consommation fine, toutes les 30 minutes, pour permettre à EDF d’étudier la réaction des ménages aux signaux tarifaires. L’expérimentation aboutira à un rapport d’évaluation destiné au ministre de l’Énergie et à la Commission de régulation de l’énergie (CRE).

De la théorie à la pratique

La part grandissante des énergies renouvelables non pilotables dans le mix électrique commande une plus grande flexibilité concernant la consommation d’énergie. EDF travaille donc à la mise en place de différents leviers permettant d’accroître cette flexibilité.

Sur le papier, la mise à contribution des ménages a beaucoup de sens. D’ailleurs, c’est cette même idée que l’on retrouve derrière les tarifs HP/HC ou encore le contrat Tempo. Néanmoins, ces contrats ne sont pas dynamiques. Dans cette expérimentation, EDF veut savoir quelle part des ménages serait prête à ajuster ses habitudes de vie au jour le jour pour mieux coller aux besoins de consommation du réseau. D’autre part, si cette solution est intéressante sur le papier, il faut qu’elle soit suffisamment facile à mettre en place pour que n’importe quel abonné soit capable de comprendre ces signaux tarifaires et d’agir en conséquence.

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Roland Lescure et Sébastien Martin viennent de dévoiler un « plan national de résilience » destiné à reconstruire une filière française des terres rares et aimants permanents et réduire la dépendance stratégique à la Chine.

Mardi 5 mai, à Lacq (Pyrénées-Atlantiques), la France s’est dotée d’un plan terres rares et aimants permanents. Les terres rares — néodyme, praséodyme, dysprosium ou terbium — sont partout : au cœur des moteurs électriques, des éoliennes offshore, des radars militaires ou des smartphones. Sans elles, impossible de produire les aimants permanents de formule NdFeB qui équipent la plupart des technologies bas carbone. Problème, Pékin contrôle aujourd’hui près de 70 % de l’extraction mondiale et jusqu’à 90 % des capacités de raffinage. Les restrictions chinoises à l’export imposées en 2025 dans le contexte des tensions commerciales avec Washington ont accéléré la prise de conscience sur l’enjeu de sécuriser l’approvisionnement. « La guerre en Iran nous démontre tous les jours que dépendre exagérément d’un endroit du monde pour l’une de nos matières premières est un handicap », a déclaré Roland Lescure à Lacq. Le gouvernement veut éviter « de remplacer une dépendance au pétrole par une dépendance aux métaux critiques ».

Le choix de cette commune des Pyrénées Atlantiques ne doit rien au hasard. L’ancienne plateforme gazière béarnaise doit devenir le centre névralgique de la nouvelle stratégie française avec la société Carester et son usine Caremag de séparation de terres rares lourdes et légères. Ce sont 185 millions d’euros d’investissements dont 106 millions de soutien public via France Relance, France 2030 et le crédit d’impôt industrie verte. À partir de 2028, Caremag doit produire plus de 500 tonnes de dysprosium et 100 tonnes de terbium par an, ainsi que 800 tonnes de néodyme et praséodyme. Selon le gouvernement, cela couvrira à terme 100% des besoins européens en terres rares lourdes destinées aux aimants permanents.

Le site de Solvay à La Rochelle va aussi renaître. Ancien champion mondial des terres rares dans les années 1980-1990, l’usine doit produire environ 3 000 tonnes par an d’oxydes de néodyme et praséodyme grâce à 30 millions d’euros d’aides publiques. Ensemble, les capacités de Solvay et Carester pourraient couvrir plus de la moitié des besoins européens en terres rares pour aimants permanents d’ici 2030. Le britannique Less Common Metals prévoit ainsi d’implanter à Lacq une usine de métallisation des terres rares capable de produire 2 400 tonnes d’alliages par an. À Grenoble, la start-up MagREEsource, issue du CNRS, développe une technologie de recyclage d’aimants permanents par hydrogénation avec l’objectif de produire 1000 tonnes d’aimants recyclés à horizon 2030.

Privilégier les productions européennes dans la production automobile et éolienne

Un peu à la manière de ce qui se passe dans le secteur photovoltaïque, ce plan de résilience prévoit également d’encourager la demande en terres rares françaises ou européennes. Les aides France 2030 accordées aux industriels de l’automobile seront conditionnées à la remise de plans de diversification des approvisionnements. Dans l’éolien offshore, les futurs appels d’offres imposeront que moins de 50 % des aimants proviennent du « pays dominant à l’échelle mondiale » (la Chine). La souveraineté ne coûte pas si cher d’après le ministère de l’économie. Entre 150 et 250 euros supplémentaires par véhicule électrique. Encore ne faudrait-il pas remplacer la dépendance sur le pétrole à une nouvelle sur les terres rares et aimants permanents.

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Après le parc éolien de Saint-Brieuc, la ligne d’horizon bretonne devrait être de nouveau bouleversée par l’arrivée de nouveaux projets offshore flottants. Mais le maire de la petite île de Batz n’a pas dit son dernier mot, et espère pouvoir remplacer le projet Bretagne Nord Ouest par des petits réacteurs nucléaires. 

Pourtant inscrit à la PPE3, le projet de parc éolien Bretagne Nord Ouest (BNO) n’est pas le bienvenu, en baie de Morlaix, dans le Finistère Nord. Il est notamment considéré comme trop près des côtes par des élus locaux, des associations et les pêcheurs. Ces derniers s’inquiètent de son impact négatif sur la biodiversité mais aussi sur le paysage, sans pour autant être justifié d’un point de vue économique.

Pourtant, la Bretagne est historiquement déficitaire en production d’électricité, il faut donc trouver des manières de produire de l’électricité. Pour cette raison, le maire de l’Île de Batz a proposé une alternative : installer des SMR de la startup française Stellaria.

Dans une interview donnée à Ouest France, Eric Grall indique que cette solution serait plus intéressante d’un point de vue économique avec un investissement initial moins élevé (1,6 milliards d’euros contre 2,4 milliards d’euros), pour un coût de l’électricité moins élevé. Pourtant, avant même d’envisager cette possibilité d’un point de vue technique, il faut outrepasser le tabou du nucléaire en terre bretonne. L’opposition au nucléaire a toujours été forte en Bretagne, en témoigne l’histoire du projet de centrale de Plogoff, dans le Finistère Sud.

Un projet éolien offshore contesté..

Néanmoins, depuis, de l’eau a coulé sous les ponts. Pour Eric Grall, le nucléaire constitue une bonne alternative à des projets éoliens trop proches des côtes, comme celui de Morlaix.  Depuis les premières propositions, ce parc a déjà bien changé en passant de 110 à 67 éoliennes, et de 2 GW à 1,2 GW de puissance. Mais la zone d’implantation n’a pas été modifiée, les éoliennes seront donc situées à moins de 20 kilomètres de l’île de Batz, de Roscoff ou de Plougasnou. Les élus locaux avaient demandé une étude pour repousser le parc à 40 km du trait de côte, mais cette demande est restée sans réponse.

.. Ou une technologie nucléaire encore immature ?

Si la proposition du maire de l’île de Batz fait réfléchir, elle paraît difficilement applicable. D’abord, la machine est lancée, concernant l’implantation de ce parc éolien, et son inscription à la PPE3 rend un retour en arrière difficile à imaginer. Pour cela, il faudrait des difficultés techniques ou économiques d’ampleur, comme Oléron 1.

La technologie développée par la startup issue du CEA Stellaria est prometteuse, mais elle est encore loin d’être mature. Pour le moment, aucun démonstrateur n’a été mis en service et la startup espère mettre en service son premier réacteur d’ici 2031. Même si les planètes s’alignent, une mise en service de plusieurs réacteurs à l’horizon 2035 semble très ambitieux. Enfin, si Eric Grall proposait Brennilis et l’ïle Longue comme de potentiels emplacements pour les SMR de Stellaria, rien n’indique que les sites disposent des infrastructures électriques suffisantes pour permettre l’injection de l’électricité produite sur le réseau.

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Malgré leurs nombreux avantages, les PAC ne plaisent pas à tout le monde. Sur les réseaux sociaux, des groupes se sont même créés pour tenter de dévaloriser ce système de chauffage bas carbone. 

Si l’électrification des usages sonne comme une évidence pour permettre à la France d’atteindre ses objectifs en matière de décarbonation, elle risque de ne pas faire que des heureux chez les producteurs d’énergie autres que l’électricité. C’est particulièrement vrai dans le domaine du chauffage, qui concentre différents types d’énergie allant de l’électricité au gaz en passant par le fioul ou la biomasse.

Ce contexte de mise en avant des PAC intensifie les tensions, et alimente une guerre de l’information.. ou de la désinformation. Une récente enquête récemment publiée par les médias Politico et Desmog ont montré d’étranges liens entre des groupes Facebook ouvertement opposés aux pompes à chaleurs, et des acteurs nationaux du gaz comme le certificat Les Professionnels du Gaz. En février 2021, ce dernier aurait missionné l’agence de communication Digital Tellers pour un contrat de stratégie médias sociaux, la gestion de la communauté et la création de contenu. Or, le directeur commercial de cette agence serait administrateur dans un grand nombre de ces groupes anti-PAC.

Des enjeux financiers considérables

Si de tels liens sont parfois difficiles à prouver, cette observation réalisée par les journalistes de Politico et Desmog fait réfléchir sur l’influence des médias et des réseaux sociaux sur les énergies, ainsi que les enjeux financiers que l’on peut retrouver d’ailleurs. Si le recours massif aux PAC est un choix logique, de par l’efficacité de cette dernière, il y a également la réalité économique de toute une filière du gaz qui doit se réinventer en dehors du contexte carboné, notamment grâce à la biomasse et à la méthanisation.

À l’heure de l’information et de la désinformation en continu, rappelons nous que quand le mensonge prend l’ascenseur, la vérité prend l’escalier. De ce fait, les rumeurs et la désinformation peuvent avoir des conséquences colossales sur l’opinion publique et influencer directement le succès de la transition énergétique.

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Bluetti casse les prix sur sa gamme Elite de batteries électriques portables. Les remises atteignent 1 200 € sur l’Elite 400, et la gamme démarre désormais à 209 € avec l’Elite 30 V2.

Cinq modèles, cinq capacités, cinq budgets. Le fabricant chinois applique des baisses comprises entre 22 % et 40 % sur l’ensemble de sa gamme Elite à l’occasion des French Days. Des petites stations d’appoint aux grosses batteries de près de 4 kWh pensées pour le domicile. De quoi couvrir la plupart des usages, à condition de viser juste.

Petits formats : la mobilité avant tout

L’Elite 30 V2 ouvre la marche à 209 € au lieu de 269 € (-22 %). Avec ses 4,3 kg et ses 288 Wh, c’est la batterie nomade dans toute sa simplicité : de quoi recharger un MacBook environ quatre fois, un smartphone une quinzaine de fois, ou faire tourner une petite glacière 12 V pendant quelques heures. Sa sortie de 600 W (1 500 W en mode Power Lifting) suffit aux petits appareils, mais oubliez la bouilloire ou le sèche-cheveux. Bon point : son port USB-C en 140 W recharge les ordinateurs récents à pleine vitesse. À noter en revanche que la version européenne ne propose qu’une seule prise secteur, contre deux outre-Atlantique. Il faudra prévoir une multiprise pour brancher plusieurs équipements en simultané.

L’Elite 100 V2 passe de 799 € à 576 € (-28 %), soit 223 € d’économie. C’est le format intermédiaire, encore très transportable avec ses 11,5 kg — Bluetti évoque le poids d’un pack de bières — pour 1 024 Wh et 1 800 W en sortie. Elle se recharge à 80 % en 45 minutes sur secteur, encaisse jusqu’à 1 000 W de panneaux solaires (une entrée solaire généreuse pour cette catégorie), et bascule sur batterie en 10 ms en cas de coupure : suffisant pour protéger un CPAP, un NAS ou une box internet. Seul bémol, deux prises 230 V seulement, ce qui devient vite étroit dès qu’on multiplie les appareils.

Format polyvalent : entre secours domicile et van aménagé

L’Elite 200 V2 s’affiche à 1 049 € au lieu de 1 499 € (-30 %, soit 450 € de remise). À ce niveau, on entre dans le territoire du vrai secours domestique : ses 2 073 Wh permettent de tenir un réfrigérateur pendant plus de 24 heures, et ses 2 600 W de puissance continue (3 900 W en Power Lifting) absorbent sans broncher une plaque à induction ou une cafetière. Le poids grimpe en revanche à 24,2 kg : on la déplace, mais sans enthousiasme. Comme sur les autres modèles européens, on reste à deux prises secteur.

Gros modèles : pour les pannes longues et l’off-grid

L’Elite 300 descend à 1 429 € au lieu de 2 199 € (-35 %). Bluetti la met en avant — certification Frost & Sullivan à l’appui — comme la station 3 kWh la plus compacte du marché. Ses 3 014 Wh suffisent à faire vivre un foyer modeste pendant la majeure partie d’une journée de coupure : frigo, box, éclairage, recharges diverses, voire un micro-onde de temps à autre. Elle se distingue par un port DC 12 V / 30 A pratique pour alimenter les équipements de camping-car sans passer par l’onduleur, et par sa puissance de pointe de 4 800 W. À 26,3 kg, elle reste manipulable, mais mieux vaut la porter à deux pour épargner son dos.

L’Elite 400 décroche la plus grosse réduction de la gamme : 1 799 € avec le code 100EL400, contre 2 999 € hors promo (-40 %, soit 1 200 € de remise). C’est le haut du panier, avec 3 840 Wh (presque 4 kWh) et une recharge combinée secteur + solaire qui atteint 80 % en une heure. Bluetti annonce de quoi alimenter un réfrigérateur pendant trois jours en cas de coupure. Deux limites tempèrent toutefois l’enthousiasme : la version européenne ne propose que deux prises 230 V (les modèles concurrents en alignent souvent trois ou quatre), et malgré ses 39 kg, ses roulettes et sa poignée télescopique, on est loin d’une batterie nomade au sens strict. C’est avant tout une réserve d’énergie pour la maison qu’on déplace ponctuellement.

Ce qu’elles ont en commun

Toutes les Elite reposent sur des cellules LFP (lithium fer phosphate), réputées pour leur sécurité et leur longévité : entre 3 000 cycles pour la plus petite et 6 000 pour les plus grosses, soit grosso modo une dizaine d’années d’usage quotidien. Le ventilateur reste sous les 30 dB en charge légère sur les modèles V2, ce qui permet de les laisser tourner dans une pièce de vie sans les remarquer. Toutes embarquent un système BMS de surveillance et l’application Bluetti (Wi-Fi et Bluetooth) pour la supervision et les réglages fins. Garantie de 5 ans sur toute la gamme.

À qui ça s’adresse ?

Le choix se résume à deux questions : qu’est-ce qu’on veut alimenter, et pendant combien de temps ? Pour de la recharge nomade ou un appoint occasionnel, l’Elite 30 V2 et l’Elite 100 V2 suffisent largement. Pour un vrai secours sur quelques heures ou pour vivre quelques jours dans un van aménagé, l’Elite 200 V2 reste le format pivot. Pour absorber une coupure réseau prolongée sur l’ensemble des appareils essentiels, ou pour viser une vraie autonomie en camping-car, les Elite 300 et 400 prennent le relais — avec le poids et le format qui vont avec.

Caractéristiques techniques détaillées

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Avec le grand plan d’électrification de la France, RTE a du pain sur la planche. Pour soutenir les investissements nécessaires à la modernisation et l’extension du réseau français de transport d’électricité, RTE s’apprête à contracter un prêt de 5 milliards d’euros auprès de son principal actionnaire, à savoir la Caisse des dépôts. 

Actionnaire de RTE à 49 %, la Caisse des dépôts, accorde un prêt de 5 milliards d’euros à RTE, via la Banque des Territoires, pour financer une partie de son grand plan (SDDR) à 100 milliards. Il sera décaissé progressivement d’ici à 2029. RTE a déjà réalisé deux émissions obligataires pour 1,7 milliard d’euros en 2025. D’où vient cet argent ? Du fonds d’épargne, c’est-à-dire les livrets réglementés, notamment le Livret A. C’est une ressource liquide, accessible à tout moment pour les épargnants qui a pour but de financer des infrastructures long terme. Le fonds d’épargne « met une fois encore l’épargne des Français à leur service et à celui des générations futures », souligne le directeur général de la CDC, Olivier Sichel.

Pourquoi RTE emprunte-t-il de tels montants ? Le transporteur d’électricité prévoit de consacrer 100 milliards d’euros d’ici à 2040 à la modernisation et à l’extension de son réseau. Ces 100 milliards d’euros serviront notamment à renouveler une partie des lignes existantes, raccorder les nouvelles capacités de production renouvelable (notamment l’offshore) et accompagner l’électrification des usages, qu’il s’agisse de l’industrie, des transports ou des infrastructures numériques. Ce plan a fait l’objet d’un débat et son enveloppe est similaire à celle d’Enedis.

Le TURPE ne suffit plus

Face à ces investissements massifs, le modèle habituel de RTE n’est plus adapté. Le Tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE), principale source de revenus de RTE validée par la CRE, ne suffit plus à couvrir l’ensemble des besoins. L’entreprise a donc engagé une stratégie de diversification avec des émissions obligataires et des financements institutionnels notamment de la Banque européenne d’investissement (BEI). Le prêt doit encore être autorisé par la Commission européenne, qui doit s’assurer de sa conformité avec les règles en matière d’aides d’État pour ne pas distordre la concurrence entre Etats membres.

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Impossible de passer à côté de l’information. En Europe, depuis le début de l’année, les prix négatifs se sont envolés de manière exponentielle sur un marché plus volatile que jamais. La situation commande un changement radical de notre manière de consommer, pour pouvoir réellement profiter de tous les avantages des énergies renouvelables. 

Si le soleil du mois d’avril a fait notre bonheur à tous, il a également affolé tout le réseau électrique européen en entraînant un fort décalage entre consommation et production d’électricité. Le cauchemar des dimanches ensoleillés a fait exploser le nombre de prix négatifs d’électricité.

La situation est valable sur presque toute l’Europe. En Espagne, dès le premier trimestre, on a compté un total de 397 heures contre seulement 48 heures l’année dernière, tandis que le Portugal a lui aussi compté 222 heures à prix négatif. La Belgique a également été touchée par la situation, avec un prix atteignant -479,22€/MWh le 26 avril dernier. Plus tôt dans le mois, l’Allemagne et la France ont toutes deux enregistré une journée entière avec un prix moyen négatif, à savoir -16,34€/MWh pour l’Allemagne et -3,56€/MWh pour la France.

Une opportunité plutôt qu’un problème

Pour faire face à cette situation, le déploiement de batteries est souvent mis en avant, mais ne constitue pas la solution ultime. La gestion d’une production renouvelable fluctuante nécessite, en réalité, une adaptation complète du fonctionnement du réseau pour pouvoir aborder ces périodes de surproductions comme des opportunités plutôt que comme des contraintes.

Pour cela, la flexibilité est reine. Elle passe par une augmentation des capacités de stockage via des STEP ou des BESS, mais également par le développement massif de la voiture électrique. Les dimanches ensoleillés du mois d’avril permettraient de recharger les voitures électriques de tous les foyers pour le début de semaine. En parallèle, la création d’installations de production d’hydrogène pilotables permettraient également de tirer parti de ces périodes de forte production.

Enfin, une modification des habitudes de consommation pourrait également jouer un grand rôle. À l’image de certaines grandes industries qui peuvent modifier leur consommation d’électricité en fonction des besoins du marché, on pourrait imaginer un avenir ou les PAC et les chauffe-eaux du secteur résidentiel ou tertiaire seraient déclenchés plus tôt ou plus tard pour absorber ces pics de production.

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Un décret publié le 3 mai 2026 au Journal officiel autorise EDF à engager l’ensemble des opérations sur l’ancienne centrale nucléaire du Haut-Rhin, avec un calendrier qui s’étire jusqu’au 30 juin 2048.

Six ans après l’arrêt définitif des deux réacteurs, il ne manquait plus que le décret. Depuis 2020, le site était entré dans une phase transitoire avec le retrait du combustible et des opérations préparatoires sans que le cadre réglementaire du démantèlement complet ne soit encore fixé. Le voilà désormais publié, Fessenheim entre officiellement en phase de démantèlement.

Le premier démantèlement français d’un réacteur de grande puissance

L’îlot nucléaire et l’ensemble des installations seront démantelées en quatre étapes : les équipements, l’assainissement des structures et des sols, démolition des bâtiments jusqu’à au moins un mètre de profondeur et enfin la réhabilitation du site. À terme, l’objectif est de supprimer toute contrainte radiologique pour que le terrain devienne à nouveau un terrain industriel. Le territoire pâtit de la fermeture, une nouvelle dynamique d’activité et d’emplois pourra s’enclencher. EDF a pour projet de créer d’ici à 2032, près du site de Fessenheim, un technocentre de recyclage de métaux faiblement radioactifs.

Le décret encadre également les conditions d’exploitation du chantier. Les effluents issus des opérations devront être traités et contrôlés avant rejet et EDF aura la charge d’assurer un suivi régulier de l’avancement, des impacts environnementaux et de la radioprotection des travailleurs. Si plusieurs démantèlements sont en cours sur le territoire national, Fessenheim est une première de par son envergure. Le chantier, qui doit s’étendre sur plus de vingt ans, servira de référence pour les futurs démantèlements suivant les visites décennales et prolongations qui en découleront.

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Il y avait du monde, ce samedi 2 mai, le long du vieux môle du port de Saint-Nazaire. Les Nazairiens se sont déplacés en masse pour dire au revoir à l’Orient Express Corinthian, dont la construction a rythmé toute l’année 2025 des Chantiers de l’Atlantique. Il faut dire que la dernière réalisation des Chantiers n’est pas un navire comme les autres, puisqu’il s’agit du plus grand voilier au monde.

Avec ses 220 mètres de long, le Corinthian est loin des 362 mètres du Wonder of the Seas (plus grand paquebot au monde), mais affiche quasiment 90 mètres de plus que le cargo à voiles Neoliner Origin, récemment inauguré. Les Chantiers de l’Atlantique indiquent que ses 4500 mètres carrés de voilure peuvent suffire à le propulser dans des conditions de vent optimales. Néanmoins, il est tout de même équipé d’une propulsion conventionnelle au gaz naturel liquéfié pour les conditions météorologiques défavorables, ainsi que pour les manoeuvres. Le navire a également été conçu pour pouvoir recevoir, à l’avenir, une propulsion à l’hydrogène encore en cours de développement.

Si l’impact environnemental des croisières est souvent critiqué, les innovations technologiques embarquées par ce Corinthian sont un signal d’espoir pour la décarbonation du secteur maritime, ainsi que pour le rôle de la France sur ce sujet.

Les Chantiers de l’Atlantique, pionniers de la nouvelle propulsion vélique ?

À travers leur histoire mouvementée, les Chantiers de l’Atlantique ont donné naissance à des navires qui on participé à façonner le transport maritime international, en particulier dans le transport de passagers. Ce fut le cas du Normandie en 1935, du France en 1962 ou encore du Queen Mary 2 en 2004. Après un début de siècle plus compliqué, les Chantiers ont su se renouveler depuis 10 ans, notamment avec un fort développement dans la construction de sous-stations électriques.

Surtout, les Chantiers pourraient retrouver leur prestige d’antan grâce à la technologie SolidSail, qui rend possible le déploiement de voiles de très grande envergure. Après le Neoliner Origin, c’est donc l’Orient Express Corinthian qui en est équipé avec une surface de voile totale de 4500 mètres carrés. Ces voiles sont en réalité des panneaux rigides rectangulaires réalisés en matériaux composites tels que la fibre de verre, le carbone et la résine époxy. L’ensemble affiche une résistance 10 fois supérieure à celle d’une voile classique, pour une durée de vie estimée à 20 ans.

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Bpifrance déploie un « Prêt Flash Electrique » pour accompagner les TPE et PME. Pensé pour être rapide, sans garantie et entièrement digitalisé, ce financement vise à lever les freins à la transition énergétique des petites structures, dans un contexte de forte dépendance aux énergies fossiles.

Alors que le gouvernement officialisait le 23 avril dernier son grand plan d’Électrification, Bpifrance annonce le déploiement d’un nouveau dispositif destiné aux professionnels.

Le « Prêt Flash Electrique » s’adresse aux TPE et PME de moins de 50 salariés. Il vise à accompagner l’électrification des équipements et usages professionnels. Boulangers, bouchers, garagistes, peintres, paysagistes etc… les entreprises fortement touchées par la hausse du prix des énergies sont ciblées.  Four à pain, matériel de cuisson, cabine de seichage… l’objectif est d’accompagner le remplacement des équipements fonctionnant au gaz ou au fioul par du matériel neuf fonctionnant à l’électricité.

Un financement de 10 000 à 75 000 euros

Le prêt repose sur un processus entièrement digitalisé et une mise à disposition rapide des fonds. Les entreprises éligibles doivent exister depuis au moins trois ans et présenter deux exercices comptables. Elles doivent aussi être accompagnées par un expert-comptable.

Le montant du financement varie de 10 000 à 75 000 euros. La durée de remboursement s’étend de cinq à sept ans, avec un différé possible jusqu’à deux ans. Aucun actif ni garantie personnelle ne sont exigés pour accéder au dispositif.

Le « Prêt Flash Électrique » est accessible depuis le vendredi 1^er mai. Pour en savoir plus, rendez-vous sur la plateforme dédiée.

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À midi, les prix plongent en territoires lointain négatifs. Et les batteries vont en partie redresser la situation, mais ne pourront pas la résoudre.

-480 euros le mégawattheure (€/MWh) en milieu de journée dimanche, -200 €/MWh samedi, sur le marché day-ahead de l’électricité les extrêmes négatifs sont abyssaux alors que le mois d’avril est normalement « moins pire » que le mois de mai. Les heures à prix très bas se comptaient en dizaines par an ; elles sont désormais légion, des centaines. Et demain, des milliers ?

La raison de cette explosion est simple. À mesure que des panneaux solaires sont déployés, la production électrique explose en milieu de journée, tandis que la consommation stagne d’année en année. Face à ce surplus d’électricité, les prix chutent. La situation ne semble pas prête de s’améliorer puisque l’Allemagne espère atteindre 215 GWc de photovoltaïque en 2030, tandis que la France vise 48 GWc à la même échéance. Si rien n’est fait, en 2030, jusqu’à un cinquième de l’année pourra être des heures négatifs.

Les batteries peuvent résoudre une partie du problème

Avec le déploiement de capacité de stockage via de systèmes de stockage d’énergie par batterie (BESS), le phénomène peut être atténué. Pour ces installations, le pic de production solaire constitue une énorme source de revenu, puisqu’elles sont payées pour se charger en début d’après-midi, et elles déchargent à un tarif élevé le soir, en captant ce que l’on appelle un spread. En admettant un déploiement gigantesque, ces batteries pourraient se cannibaliser. À mesure de leur déploiement, les prix seront moins négatifs le midi et moins élevé le soir, diminuant ainsi le spread.

Pour l’heure, la quantité de batteries en développement, et leur faible nombre d’heures de stockage, ne peuvent absorber qu’une portion du pic solaire quotidien. Le reste continue de faire baisser les prix. En parallèle, les échanges transfrontaliers sont limités. Une batterie installée en Allemagne soutient les prix allemands mais n’aide quasiment pas la France. Et inversement. Pourquoi ? Parce que le soleil brille en même temps des deux côtés du Rhin.

Côté batterie, plus elles sont nombreuses, moins elles gagnent d’argent. En réduisant les spreads, elles grignotent leur propre rentabilité, ce qui limite leur déploiement.

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C’est (presque) la fin d’un long calvaire : l’EPR de Flamanville vient officiellement d’entrer dans sa première phase d’exploitation. Si elle est plutôt courte, elle marque tout de même la fin d’un chantier de 19 ans. 

Une nouvelle page se tourne, pour le projet d’EPR de Flamanville. Près d’un an et demi après la première divergence, qui a eu lieu en septembre 2024, EDF vient d’annoncer quelques essais de démarrage du réacteur nucléaire de troisième génération étaient terminés. Cela signifie que le réacteur entre dans sa première phase d’exploitation et intègre définitivement le parc des réacteurs nucléaires français.

D’une importance capitale, les essais de démarrage ont permis à EDF de vérifier le bon fonctionnement global du réacteur, et de confirmer sa conformité face aux exigences de sûreté. Ces essais auront duré toute l’année 2025. Malgré deux arrêts de plusieurs mois, le réacteur aura fini par atteindre sa puissance maximale de 1669 MWe le 14 décembre 2025.

Une première phase d’exploitation de courte durée

Désormais le réacteur fait partie intégrante du parc national, et contribue à la production électrique du pays au même titre que les autres réacteurs. En revanche, cette première phase d’exploitation sera de courte durée. Le réacteur sera complètement arrêté le 26 septembre prochain à l’occasion de sa première visite complète (VC1), une maintenance réglementaire obligatoire imposée par l’ASNR.

Outre le contrôle de nombreux points du réacteurs, les équipes d’EDF devraient en profiter pour faire des tests de maintenance préventive, et surtout pour remplacer le couvercle de la cuve du réacteur. Fabriqué dès 2006 par Creusot Forge, le couvercle présente des anomalies de concentration en carbone qui compromettent sa durée de vie. Depuis la découverte de ce défaut, l’ASNR a accepté la mise en service du réacteur avec ce couvercle à condition qu’il soit changé dès la première visite complète. La nouvelle pièce de 110 tonnes a été achevée dans l’usine Framatome de Saint-Marcel.

Une fois cette première visite complète achevée, les visites seront espacées de 12 à 18 mois, notamment pour permettre le rechargement en combustible.

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L’Agence internationale de l’énergie (AIE) s’inquiète, concernant l’approvisionnement en gaz naturel liquéfié (GNL). Selon un rapport publié le 24 avril, les dégâts subis par les infrastructures du Qatar vont retarder d’au moins deux ans l’arrivée de nouvelles capacités sur le marché mondial. 

La fermeture du détroit d’Ormuz et les attaques sur les installations gazières par l’Iran ont entraîné la perte temporaire d’environ 20 % de l’offre mondiale de GNL. En mars, la production mondiale a reculé de 8 % et les exportations du Qatar et des Émirats arabes unis ont chuté de près de 9,5 milliards de mètres cubes. Début avril, les livraisons affichaient déjà une baisse de 10 %, ce qui veut dire que les effets se propagent sur les chaînes logistiques.

Sans surprise, les prix restent hauts. En Europe, le gaz s’est échangé autour de 18 dollars/MBtu (unité britannique), soit environ 67€/MWh en mars, son plus haut niveau depuis la crise de 2022-2023. En Asie, les prix ont atteint 21 dollars. Dans les deux cas, ils ont plus que doublé en quelques jours début mars, le marché est sous tension.

l’Union européenne de plus en plus exposée

Et la situation ne devrait pas s’arranger selon l’AIE, dans un rapport publié le 24 avril. La vague de nouveaux projets GNL, censée détendre le marché à partir de la seconde moitié de la décennie, sera décalée d’au moins deux ans. Les dégâts sur les capacités de liquéfaction du Qatar pourraient amputer la production du pays de près de 70 milliards de mètres cubes d’ici 2030. Au total, le conflit pourrait entraîner une perte cumulée d’environ 120 milliards de mètres cubes de GNL entre 2026 et 2030. C’est 15 % de l’offre.

Pour l’UE, la situation devient délicate à gérer. Nous avons bien remplacé le gaz russe par du GNL, avec un volume record de 104 milliards de mètres cubes importé cet hiver, pour plus de 40 % de nos approvisionnements. Mais l’exposition à la volatilité de ce gaz est de plus en plus grande. En mars, la consommation européenne a d’ailleurs reculé d’environ 4 % principalement à cause de la hausse des prix.

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Un de plus ! Le parc Yeu-Noirmoutier vient officiellement d’entrer en service et devrait produire l’équivalent de la consommation de tous les habitants de la Vendée grâce à ses 61 turbines.

La liste des parcs éoliens offshore en service vient de s’allonger. La 61e turbine du parc Yeu-Noirmoutier, aussi connu sous l’acronyme EMYN, a été posée ce lundi 27 avril grâce au Vole-au-Vent de l’armateur Jan de Nul. Le parc de 500 MW devrait produire chaque année l’équivalent de la consommation de 800 000 personnes, soit plus que la population de la Vendée.

Au total, il aura fallu presque 3 ans pour installer les éoliennes Siemens Gamesa SG 12.0-222 DD, d’une puissance nominale de 8 MW. Rappelons que ces dernières sont dotée d’un rotor de 222 mètres de diamètre, soit 72 mètres de plus que les éoliennes du parc de Saint-Nazaire ! D’ailleurs, si les deux parcs affichent une puissance équivalente, le parc EMYN compte 19 turbines de moins.

Pas d’autre parc au large de la Vendée ?

À priori, le parc EMYN ne devrait pas être le seul à être mis en service en 2026 puisque le projet Dieppe-Le Tréport est toujours en course pour une fin de chantier d’ici la fin de l’année. Les équipes ont tout de même du pain sur la planche, car toutes les fondations n’ont pas encore été posées. Les premières turbines devraient être montées à la mi-mai.

En revanche, pour le parc de Courseulles-sur-Mer, tout ne se passe pas comme prévu, puisque le forage des fondations s’avère plus compliqué que prévu. Résultat, les 200 pales de 85 mètres de long sont stockées depuis plus d’un an sur le port du Havre. Heureusement, le chantier semble enfin avancer et EDF Power Solutions met tout en œuvre pour atteindre une mise en service avant la fin de l’année 2027.

Pour revenir le long des côtes vendéennes, il semblerait qu’aucun autre parc n’y voit finalement le jour. Un projet avait bien été envisagé en 2024 au large des Sables d’Olonne et de Saint-Gilles-Croix-de-Vie. Mais face à une vive opposition de la part des élus locaux, le projet avait d’abord été reculé, puis tout simplement gelé. Il ne reste qu’une zone propice située dans le golfe de Gascogne Sud, à 85 kilomètres au large.

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