Simple réévaluation des risques, ou aveux d’échec ? L’ASNR change son fusil d’épaule au sujet de la corrosion sous contrainte et ne le voit plus comme un problème majeur, mais comme un élément de la vie des installations. Une annonce qui arrive seulement quelques mois après la découverte de nouvelles microfissures. 

Après le terrible hiver 2022-2023, lors duquel le parc nucléaire français a compté jusqu’à 32 réacteurs à l’arrêt, on imagine que plus personne, chez EDF, ne veut entendre parler de corrosion sous contrainte. Et pourtant, il va sans doute falloir s’y habituer. C’est en tout cas ce qu’a sous-entendu le président de l’ASNR Pierre-Marie Abadie lors de ses vœux à la presse le 28 janvier dernier. Ce dernier a ainsi déclaré : « La corrosion sous contrainte va faire partie de la vie des installations », ajoutant ensuite qu’on en retrouverait au gré des contrôles, et que les microfissures qui y sont associées ne seraient plus des sujets hors du commun.

Le retour de la corrosion sous contrainte

Au premier abord, ce discours surprend, tant le sujet avait défrayé la chronique il y a seulement quatre ans. En réalité, il fait suite à deux découvertes récentes associées à ce problème de la corrosion sous contrainte. Déjà, en juin dernier, les équipes d’EDF avaient découvert deux microfissures sur le réacteur Civaux 1. Si l’une de ces deux fissures avait simplement été causée par de la fatigue mécanique, la deuxième est bien due à de la corrosion sous contrainte.

Plus récemment, en octobre dernier, une nouvelle fissure a été détectée sur un tronçon pourtant déjà remplacé à la fin de l’année 2021. Cette microfissure, située sur le circuit de refroidissement du réacteur à l’arrêt, aurait une profondeur de 2,8 mm.

Un nouveau procédé pour repousser le remplacement

Pour éviter de devoir systématiquement arrêter les réacteurs concernés, EDF peut compter sur un nouveau procédé : le Mechanical Stress Improvement Process (MSIP). Importée des États-Unis, cette technique consiste à positionner un collier métallique autour de la conduite concernée pour la contraindre mécaniquement, ce qui permet d’attendre un prochain arrêt programmé pour remplacer le tronçon touché. En l’occurrence, le prochain arrêt de Civaux 1 est prévu pour février 2027. À cette occasion, les équipes d’EDF devraient démonter les tuyaux concernés pour les faire expertiser auprès du Laboratoire intégré d’expertise de Chinon (LIDEC) afin d’en savoir plus sur ce phénomène.

En attendant une meilleure compréhension du mécanisme, EDF souhaite mettre en place une stratégie de surveillance à long terme associée à une maintenance adaptée pour les tronçons concernés. L’ASNR devrait examiner cette solution et rendre son verdict dans le courant de l’année 2026.

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EDF est dans les starting-blocks : le projet de loi permettant de débloquer la situation entre la Commission européenne et la France au sujet de l’hydroélectricité vient d’être voté par l’Assemblée nationale. Malgré des points d’ombre, cette loi devrait permettre à l’énergéticien français de remettre à niveau la première source d’énergie renouvelable de France. 

L’heure des grands investissements dans le domaine de l’hydroélectricité est plus proche que jamais. Quelques mois après l’accord de principe trouvé entre la France et la Commission européenne au sujet de la mise en concurrence d’hydroélectricité française, les députés viennent d’adopter le projet de loi qui y fait référence. Celui-ci acte officiellement le remplacement du régime de concession, vieux d’un siècle, par un régime d’autorisation.

Les barrages restent la propriété de l’État

Grâce à cette loi, les barrages hydroélectriques français resteront propriété de l’État, et leur gestion restera confiée aux exploitants actuels, c’est-à-dire principalement EDF, pendant une durée de 70 ans. Le projet de loi ajoute une autorisation environnementale, qui devrait permettre une prise en compte des enjeux territoriaux de l’eau.

En contrepartie, EDF devra à terme mettre à disposition 40% des capacités hydroélectriques à la concurrence sous forme de capacités virtuelles, et 6 GW de puissance dès les 10 premières années. La production de ces capacités virtuelles sera mise en vente via un système d’enchères avec un prix de réserve.

L’État, désormais libre de vendre ses installations ?

Au premier abord, cette solution semble idéale, puisqu’elle ouvre la porte à de nouveaux investissements en matière d’hydroélectricité, et devrait permettre à EDF de mettre à niveau l’ensemble de son parc. Néanmoins, le passage à un régime d’autorisation facilite une possible privatisation de certaines installations. Dans une moindre mesure, à l’avenir, il n’est pas exclu que des acteurs privés entrent au capital de grands projets hydroélectriques, ce qui faciliterait leur financement. Le projet Montézic II aurait ainsi l’intérêt d’Eiffage et de Total Energies.

Sujet pourtant crucial pour la sécurité énergétique de la France, le vote de ce projet de loi n’aura mobilisé que 76 des 577 députés de l’Assemblée nationale. Sur ces 76 députés, 56 ont voté pour le projet de loi, 8 ont voté contre (LFI et le Nouveau Front populaire) et 12 se sont abstenus, principalement du côté du Rassemblement national. La mise en application du projet de loi est prévue au plus tard pour le 1ᵉʳ septembre prochain.

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En pleine recherche de contrats pour sécuriser la vente de son électricité nucléaire sur les 10 prochaines années, EDF vient de valider une signature pour plus de 500 GWh/an. Une nouvelle encourageante dans un contexte post-ARENH complexe. 

C’est finalement logique : Orano vient de signer auprès d’EDF trois importants contrats, d’une durée de 10 ans, pour approvisionner en électricité ses différents sites tricolores. Au total, EDF devrait donc fournir près de 500 gigawattheures (GWh) d’électricité nucléaire par an à Orano, notamment au site Orano Recyclage qui est situé à La Hague, et dont la consommation annuelle est estimée à 560 GWh.

Ce contrat prend la forme d’un contrat d’allocation de production nucléaire (CAPN), dont l’objectif est de fournir à EDF des recettes stables pour les prochaines années, malgré la fin de l’ARENH. Ces contrats ont une durée souvent comprise entre 10 et 15 ans, avec des prix fixés à l’avance, et relatifs aux performances du parc nucléaire français, offrant ainsi une certaine visibilité financière aux industriels concernés.

EDF tente de sécuriser ses recettes

Si ce contrat est porteur d’espoir chez EDF, la situation semblait mal embarquée au printemps 2025. À l’époque, sous la présidence de Luc Rémont, l’énergéticien français avait choisi une méthode agressive, tentant de faire signer de grands industriels dans la précipitation par le biais de systèmes d’enchères. Cette stratégie n’avait pas porté ses fruits. Depuis l’arrivée de Bernard Fontana, l’ambiance est à l’apaisement et les discussions bilatérales ont repris. Preuve de cette nouvelle dynamique, EDF en est à 19 contrats signés, dont 12 CAPN avec des industriels comme Aluminium Dunkerque, ArcelorMittal, Data4 ou encore Arkema.

Le match n’est pas gagné pour autant, car EDF n’a pas encore obtenu la moitié de l’objectif de 40 térawattheures (TWh) annuels fixé entre EDF et l’État en novembre 2023. Pour se donner le maximum de chances de réussite, EDF a décidé d’élargir l’accessibilité de son CAPN à toutes les entreprises dont les besoins sont supérieurs à 7 GWh/an. Cela représente des milliers de nouveaux clients potentiels.

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Si la réouverture du guichet MaPrimeRénov’ est imminente, l’aide financière de l’État pour la rénovation énergétique des logements reste un monstre administratif qui en décourage plus d’un. Exemple type d’un système rigide et parfois difficilement accessible, une famille bretonne a mis plus d’un an à toucher sa prime. 

MaPrimeRénov’, le programme d’aide à la rénovation assuré par l’État, est devenu un oiseau rare, et en profiter relève de plus en plus de l’exploit. Outre le fait que l’aide ne soit plus accessible toute l’année, faute de budget suffisant, son traitement automatisé ne pardonne aucune erreur, et l’histoire de cette famille bretonne en est le parfait exemple.

Un casse-tête pour certaines maisons

Propriétaire d’une maison depuis deux ans, cette famille a souhaité améliorer l’efficacité énergétique du logement en isolant les combles. Dans le plus pur esprit néo-breton, l’étage de cette maison est situé sous la toiture avec des chiens-assis et autres velux en guise d’ouverture. De ce fait, il est considéré comme des combles aménagés. Or, cette configuration pose vraisemblablement problème auprès de MaPrimeRenov, puisque la partie verticale des murs de l’étage donnant sur l’extérieur n’est pas considérée comme des rampants aux yeux de l’organisme, alors qu’elle a bien été isolée en tant que telle.

Résultat : la famille en question a vu son aide financière divisée par deux, pour passer des 1500 € prévus à seulement 800 €, sur un total de 3 900 €. Malgré un recours, et le passage d’un contrôleur mandaté par l’Agence nationale de l’Habitat (Anah), il aura fallu un an à la famille pour obtenir gain de cause et finalement toucher l’entièreté de l’aide prévue. Il semblerait que cette caractéristique architecturale soit souvent l’objet de litiges entre les propriétaires et l’Anah, ce qui constitue malheureusement une raison de plus de se décourager face à l’ogre administratif qu’est devenu MaPrimeRénov’.

MaPrimeRénov’ est de retour

Malgré ces difficultés, le programme d’aide est souvent l’une des seules manières, pour les propriétaires, de financer des travaux énergétiques souvent coûteux. D’ailleurs, son guichet devrait rouvrir, quelques jours après que la loi du budget ait été finalement adoptée. Les quelque 83 000 dossiers bloqués depuis fin 2025 devraient donc être pris en charge en priorité tandis que d’autres ménages pourront déposer leur dossiers.

Désormais, les travaux d’ampleur seront conditionnés par un rendez-vous personnalisé obligatoire avec un conseiller France Renov’. Cette année, le budget de l’État pour MaPrimeRénov’ atteint les 3,6 milliards d’euros. L’Anah vise 150 000 rénovations par geste, et 120 000 rénovations globales.

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Part importante de la consommation des pays, et marqueur d’inégalités entre les ménages, le chauffage est un sujet complexe. Une nouvelle étude a montré les différences de températures moyennes des logements entre les différents pays d’Europe. Les résultats sont riches en enseignements. 

En matière de chauffage intérieur, est-ce que tous les pays européens sont logés à la même enseigne ? Quelques années après le début de la guerre en Ukraine et la crise de l’énergie qui a suivi, on pourrait logiquement se demander si la politique de sobriété appliquée par la France, et surtout les français, est équivalente chez nos voisins européens.

Le spécialiste des thermostats connectés Tado, a profité de ses nombreuses données analytiques pour mesurer la température intérieure moyenne des logements dans différents pays européens. La température moyenne de la France est indiquée à 18,65°C, tandis que celle de l’Allemagne est de 19,03°C et celle du Royaume-Uni à 16,72°C. De manière générale, on constate que les pays de l’ouest de l’Europe ont des températures moyennes plus basses que les pays d’Europe de l’est, alors même que les conditions climatiques sont souvent plus favorables.

Image : Tado

Ce chiffre est d’ailleurs en cohérence avec une récente étude qui a indiqué que 9% des européens n’ont pas les moyens de se chauffer. Dans cette analyse, on constate que l’Espagne, le Portugal et même la France se situent au-dessus de cette moyenne. Dans l’Hexagone, ce sont 11,8% des français qui ne peuvent pas se chauffer en hiver. À l’inverse, dans les pays scandinaves, où les conditions climatiques sont très rudes, moins de 4% de la population ne peut pas se chauffer.

Une question d’isolation ?

À y regarder de plus près, l’explication de cette hétérogénéité en matière de température intérieure pourrait bien s’expliquer par les méthodes de construction des logements, en matière d’isolation. Une autre étude réalisée par Tado sur 80 000 logements entre 2019 et 2020 a analysé la baisse de température d’un logement sur 5 heures sans chauffage, avec pour point de départ une température intérieure de 20°C et une température extérieure de 0°C. Dans cette analyse, on constate que les logements allemands ont perdu 1°C, les logements autrichiens 1,2°C et les logements norvégiens 0,9°C.

À l’inverse, en Espagne, les logements ont perdu 2,2°C, et les logements français 2,5°C. Le record appartient au Royaume-Uni avec une baisse de 3°C durant les 5 heures. Ainsi, difficile de ne pas voir de lien entre maintien de la température intérieure et qualité de l’isolation.

D’ailleurs, la rénovation thermique des bâtiments n’est pas systématiquement associée à une baisse de la consommation d’énergie, mais plutôt à une hausse du confort intérieur. Avec une isolation plus performante, les occupants sont souvent plus enclins à adapter la température de leur logement à leurs besoins réels. C’est ce qu’on constate en Allemagne ou en Scandinavie ou les températures de consigne dépassent souvent les 19°C. À l’inverse, en France selon le Médiateur de l’énergie, en 2024, 30% des français ont souffert du froid dans leur logement.

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Sans maîtrise, la puissance n’est rien ; c’est valable aussi pour la production d’électricité éolienne. Total Énergies a décidé d’équiper l’un de ses parcs éoliens guadeloupéens d’une batterie de 8 MWh pour en contrôler la production, et ainsi mieux répondre aux besoins de l’île. Une solution qui devrait se démocratiser pour permettre aux territoires insulaires de décarboner leur mix électrique. 

Les sociétés Entech et Total Énergies viennent de convenir d’un partenariat pour la mise en place d’une BESS de 8 MW de puissance et 8 MWh de capacité, associée à un parc éolien existant composé de 10 turbines. Entech devrait se charger de la livraison et de la pose des batteries ainsi que de tout le système de conversion d’énergie.

Cet ajout devrait permettre à Total Énergies de gérer plus intelligemment la production électrique du parc éolien concerné. Il semblerait qu’il s’agisse du parc du Petit Canal, mis en service en 2000. À l’époque, il était composé de 32 éoliennes de faibles capacités qui avaient la particularité de pouvoir être couchées lors des épisodes cycloniques. Les éoliennes ont finalement été remplacées en 2019 par 10 éoliennes pour une puissance totale de 9 MW (contre 7,04 MW auparavant).

Le stockage d’énergie, facteur clé de la transition énergétique insulaire

À l’heure actuelle, l’énergie éolienne ne représente que 5,7% d’un mix électrique largement dominé par les énergies fossiles. Les énergies renouvelables affichent un fort potentiel dans les DOM, en particulier en Guadeloupe avec des conditions de vent et d’ensoleillement avantageuses. Néanmoins, l’absence d’interconnexion avec d’autres pays ou d’autres territoires environnants impose des contraintes techniques importantes sur la gestion de la production d’électricité. Dans ce contexte, le caractère intermittent de la production éolienne apparaît peu adapté, quand la production de la centrale Diesel de Jarry, d’une puissance de 200 MW, est totalement pilotable.

L’installation de systèmes de stockage pourrait néanmoins changer la donne et permettre une décarbonation massive de la production électrique tout en permettant le pilotage des énergies renouvelables. Outre cette nouvelle batterie de 8 MWh, d’autres îles françaises ont fait ce pari comme la Martinique avec le système Madinina Storage et ses 12 MWh ou la Nouvelle-Calédonie, où la construction d’une batterie de 50 MW de puissance et 200 MWh de capacité est en cours.

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Qui pourra sauver le photovoltaïque français ? Conséquence des baisses de subventions de 2025 et de l’absence de PPE3, le secteur se retrouve plus que jamais plongé dans le brouillard, et le nombre de nouvelles installations fond comme neige au soleil.

Le retard de publication de la Programmation pluriannuelle de l’énergie 3 (PPE3) continue de faire des dégâts, en particulier dans le secteur du photovoltaïque. La filière affiche une bonne santé apparente, avec  40 000 emplois directs et un chiffre d’affaires de 15 milliards d’euros en 2025, mais de nombreuses entreprises finissent par baisser les bras. Dans le Bas-Rhin, à l’occasion du forum « Cap à l’Est », les professionnels du secteur ont dénoncé l’inaction gouvernementale, ainsi que la baisse massive des subventions en 2025.

Entre 2024 et 2025, les exemples de fermeture d’usines ne manquent pas : Photowatt en janvier 2025, l’usine Systovi en mars 2025 ou encore celle du groupe OKWIND il y a seulement quelques mois.

Une dynamique brisée

En réalité, ce sont principalement les petites installations, notamment pour particuliers qui sont touchées. On a assisté, en 2025 à un record d’installation en termes de puissance. En revanche, il en est autrement concernant le nombre d’installations. Le nombre de nouvelles installations a fortement augmenté à partir de 2023 en comptant 157 000 nouvelles installations sur les 3 premiers trimestres de l’année. Ce nombre d’installations avait même atteint 199 000 sur les 3 premiers trimestres de 2024. Mais sur l’année qui vient de s’écouler, le soufflet est retombé, et on a comptabilisé seulement 155 000 nouvelles installations.

La baisse des aides gouvernementales et l’absence de visibilité à long terme ont donc clairement refroidi les particuliers, ce qui a conduit à cette baisse de près de 22%. Si rien n’est fait, cette dynamique pourrait se renforcer. Étant donné que le prix de rachat de l’électricité a drastiquement chuté, les installations pour particuliers doivent désormais être plus complexes pour être rentables, en intégrant un système de stockage. Or, si le prix des panneaux est plus bas que jamais, l’ajout de batteries vient augmenter le montant d’investissement initial, rendant moins accessible de telles installations.

De nouvelles méthodes de financement

Pour faire face à cette situation, certaines entreprises ont tout de même trouvé la parade, en proposant des systèmes de location longue durée. C’est le cas pour SunLib, qui propose des panneaux solaires en location, mais également Ensol qui offre ces services pour des panneaux mais également pour des batteries. Enfin, dans un futur proche, on pourrait retrouver des offres de fourniture d’électricité 100% renouvelables, dont le prix au kWh fluctue en direct selon le marché de gros. Ce type de contrat permettrait aux personnes ne pouvant pas avoir d’installation photovoltaïque de profiter des mêmes inconvénients, mais surtout des mêmes avantages avec des tarifs plus faibles quand le soleil est à son zénith.

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Souvent utilisée comme joker dans les scénarios de décarbonation, la biomasse nécessite pourtant une prise en compte particulièrement cohérente pour ne pas être contreproductive. À quelques semaines d’une éventuelle publication de la PPE3, il est plus que jamais temps d’aligner les capacités françaises de production de biomasse avec les objectifs de production d’énergie à partir de cette dernière. 

La biomasse apparaît comme un facteur clé de la transition énergétique. À l’heure actuelle, elle représente 10% de l’énergie finale consommée en France, soit entre 150 et 170 TWh par an. D’ici 2050, ce chiffre pourrait atteindre 300 TWh/an notamment avec la hausse du biométhane.

Le recours aux biocarburants issus de la biomasse est souvent cité comme la solution clé pour toutes les domaines dans lesquels l’électrification ou le recours à l’hydrogène ne serait pas possible. On pense par exemple à une partie du secteur aérien et, dans une moindre mesure, à certains moyens de transports terrestres. Dans ce contexte, la PPE3 qui est en cours d’élaboration fixe un objectif cible de 44 TWh/an de biométhane en 2030 puis 80 TWh/an en 2035, la production actuelle étant de 12 TWh/an.

Comme le pointe du doigt François Beline, directeur de recherche à L’Inrae, dans un article publié sur le site The Conversation, ces objectifs ne sont pas directement corrélés aux capacités réelles de production de biomasse de la France. D’ailleurs, ces capacités ont été plusieurs fois revues à la baisse ces dernières années. Alors que la SNBC 2 (Stratégie nationale bas carbone), publiée en 2020, évoquait 370 TWh/an, ce chiffre est tombé à 250 TWh/an dans un rapport de 2025 présenté par les académies d’agriculture et des technologies.

Des flux de biomasse complexes

La France produit chaque année 245 millions de tonnes de matière sèche (MtMS) pour des usages directs et indirects. Dans ce volume, on retrouve la biomasse mobilisée pour l’alimentation humaine, pour l’alimentation animale mais également celle qui retourne directement aux sols. Il peut s’agir de résidus de culture, de fourrage, etc. Enfin, les flux indirects sont constitués du lisier, des biodéchets, etc.

Dans ce volume total, 18 MtMS/an sont consacrés à la production d’énergie, dont la moitié provient de flux secondaires. Pour répondre aux besoins nouveaux de production énergétique, ces volumes devraient atteindre entre 30 et 60 MtMS/an, réclamant ainsi une modification de la répartition des volumes. C’est là que ça coince. Dans sa présentation, Fabrice Beline présente trois scénarios pour répondre à ces besoins nouveaux :

• Rediriger une partie de la biomasse qui retourne actuellement au sol. Néanmoins, cette biomasse est essentielle à la bonne santé des sols déjà malmenés par l’agriculture intensive. De plus, la mobilisation de cette biomasse entraînerait une baisse de la quantité de carbone stockée.
• Développer la pratique des cultures intermédiaires à vocation énergétique (CIVE). Cette technique consiste à faire pousser des cultures seulement pour produire de l’énergie entre deux cultures classiques. Néanmoins, elle demande non seulement plus de ressource, mais tend aussi à augmenter les risques de pollution de l’environnement direct.
• Rediriger une partie de la biomasse actuellement utilisée pour la nourriture animale. Si cette solution est envisageable, elle nécessite une modification en profondeur de nos habitudes alimentaires, en réduisant les cheptels et donc la consommation possible de produits animaux.

Un besoin urgent de cohérence

En reposant sur le vivant et son équilibre complexe, l’énergie issue de la biomasse nécessite une gestion toute particulière et une prise en compte de tous les aspects qui la composent. L’absence de cohérence globale entre production d’énergie issue de la biomasse et production de biomasse pourrait avoir des conséquences contre-productives. Par exemple, on pourrait assister à des importations massives de matières végétales destinées à la production d’énergie. Or, ce type de mécanismes, que l’on peut retrouver avec la centrale de Gardanne, a de nombreuses limites. Il nécessite de l’énergie fossile, notamment pour le transport de ces matières. Mais il souligne aussi des besoins supérieurs aux capacités de la biomasse sur un territoire donné, et donc un non-respect du circuit court du carbone.

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Et si c’était ça, la solution pour rendre la production photovoltaïque accessible au plus grand nombre ? À l’instar du marché automobile qui se tourne massivement vers la location longue durée, cet installateur de panneaux solaire loue des batteries pour en faciliter l’accès au plus grand nombre.

La jeune startup française Ensol a peut-être trouvé la solution idéale, pour permettre aux particuliers de se lancer dans la production d’électricité solaire sans se ruiner. Jusqu’à présent, la revente de surplus d’électricité à EDF constituait la meilleure option économique, grâce à un tarif de revente plutôt généreux. Mais en mars 2025, ce tarif de rachat de l’électricité aux particulier est passé de 0,1269€/kWh à 0,04€/kWh. Cette baisse conséquente a eu pour conséquence de rendre l’autoconsommation totale plus avantageuse sur le long terme. En revanche, cette solution a un inconvénient de taille : elle rend l’investissement initial encore plus important, puisqu’il est nécessaire d’ajouter des batteries à son installation photovoltaïque, afin de stocker le surplus d’électricité pour le réutiliser plus tard dans la journée.

C’est là qu’Ensol intervient. L’entreprise propose désormais un système de location longue durée de systèmes de stockage d’électricité. Les tarifs sont déjà connus : il faut compter 30€/mois pour une batterie de 5 kWh, 45€/mois pour une batterie de 10 kWh et 60€/mois pour une batterie de 15 kWh. Le contrat est établi sur 15 ans, et le client peut en sortir à tout moment en rachetant la valeur résiduelle de sa batterie.

Suppression des aides : un modèle économique à réinventer

Le but de cette solution est simple : permettre aux particuliers de produire leur propre électricité décarbonée tout en contournant l’obstacle de l’investissement initial trop lourd. Grâce à cette solution, Ensol et ses futurs clients sont d’ailleurs moins impactés par les évolutions de réglementation qui ont récemment bouleversé le marché du photovoltaïque pour les particuliers. C’est d’autant plus important que l’année dernière, la prime à l’autoconsommation a également été fortement réduite, ce qui en théorie augmente encore plus le coût d’investissement initial. Ensol ne se contente pas de proposer ce mécanisme pour les batteries, mais le propose aussi pour les panneaux photovoltaïques, avec un mode de fonctionnement similaire à celui des batteries.

Preuve que cette stratégie séduit : le chiffre d’affaires de l’entreprise fondée en 2023 ne fait qu’augmenter. Alors que tout le secteur a subi de plein fouet l’absence de PPE3 et la baisse des aides financières, Ensol a même réalisé une levée de fonds de 14 millions d’euros au printemps 2025 pour poursuivre son développement. Pour le moment, l’entreprise s’étend sur toute la moitié sud du pays.

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Dans un monde en pleine tourmente, l’Europe fait front commun et vient confirmer sa stratégie pour faire de la mer du Nord le plus grand parc éolien offshore au monde. Objectif : 300 GW d’ici 2050. 

Berceau de l’éolien offshore, en ayant compté parmi les premières éoliennes en mer dès les années 90, la mer du Nord compte aujourd’hui pas moins de 6000 turbines tournant au gré du vent. Et cela pourrait n’être que le début. Lors de la troisième édition du Sommet de la mer du Nord, 9 États européens ont déclaré viser l’installation de 100 GW de parcs éoliens via des projets conjoints. Cette annonce s’est concrétisée avec la signature de la « Déclaration de Hambourg » par les 9 pays. Ces projets hybrides seront raccordés à plusieurs pays ou à d’autres parcs transfrontaliers.

Dans le même temps, les pays européens ont réaffirmé l’objectif déjà fixé lors de la précédente édition, de déployer 300 GW d’éolien en mer d’ici 2050, et de faire de la mer du Nord « le principal pôle de l’énergie propre au monde ». Pour atteindre une telle puissance, une cadence de 15 GW installés par an a été évoquée entre 2031 et 2040. Pour répondre à ces objectifs, des investissements de l’ordre de 10 milliards d’euros de la part des industriels ont été évoqués.

Enfin un sursaut de l’Europe ?

Pour éviter de potentiels nouveaux échecs lors de appels d’offres, chaque projet devra faire l’objet d’un Contract for Difference bilatéral. Cette uniformisation du modèle économique devrait donner plus de visibilité à une filière en demande de stabilité. Qui dit production d’énergie dit infrastructures stratégiques. Le Sommet de la mer du Nord a également évoqué la sécurité de cette mer située au cœur de l’Europe. Les différents pays signataires de la Déclaration de Hambourg ont ainsi souligné l’importance pour l’industrie de développer de détection et de surveillance de potentielles menaces. L’OTAN était également présent lors du Sommet.

Le monde subit actuellement des tensions extrêmes dans lesquelles l’énergie joue un rôle stratégique. Alors que les États-Unis bousculent sévèrement le secteur de l’éolien et plus globalement des énergies renouvelables, la Chine inonde le monde de ses technologies et de son savoir-faire en la matière. Entre les deux, l’Europe paraissait en retard, subissant notamment la grande instabilité du secteur de l’éolien. Cette déclaration conjointe, associée à une prise de position forte concernant le Groenland, pourrait constituer l’étincelle d’un sursaut européen plus que nécessaire, notamment pour tout ce qui touche à la transition énergétique.

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