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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Un financement par les Certificats d’économie d’énergie (CEE) ou un risque de ne pas honorer toutes les demandes, MaPrimeRenov’ et le chèque énergie sont des politiques à ajuster, selon la Cour des Comptes.

Ce sont deux des aides les plus demandées. Les ménages demandent à tout va MaPrimeRenov’ et le chèque énergie. Mais en miroir, les financements sont de plus en plus précaires puisqu’elles coûtent cher. Dans son analyse de l’exécution 2025 de ces deux aides, la Cour des comptes relève des fragilités financières de MaPrimeRénov’ et du chèque énergie : le politique a des ambitions, mais en a-t-il toujours les moyens ?

MaPrimeRenov’ en est le portrait. Après son recentrage sur les rénovations globales, le dispositif a connu un « succès important » et les ménages se sont rués dessus jusqu’à saturer et atteindre le plafond des demandes. Début 2026, 83 000 dossiers étaient en attente, pour un objectif de 120 000 rénovations d’ampleur inscrit au budget. Autrement dit, près de 70 % de la cible annuelle était déjà en file d’attente avant même le plein déploiement.

Débudgétiser mais fragiliser

Résultat : une suspension temporaire des dépôts à l’été 2025, à cause d’une enveloppe sous-dimensionnée par rapport aux demandes. Car dans le même temps, les crédits budgétaires se contractent. Le projet de loi des finances est discuté et le déficit de l’Etat fait craindre une suspension à durée indéterminée. Pour compenser, l’État mise de plus en plus sur les certificats d’économie d’énergie (CEE), une manière de gérer ces aides hors budget propre en mettant à contribution le secteur de l’énergie. Et qui réduit la maîtrise des investissements.

Dans son analyse du budget de l’État en 205, la Cour des Comptes voit, là, un « risque financier notable » pour l’Agence nationale de l’habitat (Anah), l’opérateur de MaPrimeRénov’. Elle est confrontée à un décalage déjà observé entre le volume des dossiers engagés et les financements réellement disponibles. C’est donc sa capacité à honorer les aides promises qui est interrogée par la Cour.

Chèque énergie, même constat. En 2025, le dispositif a été budgété en dessous des besoins et un trou d’environ 100 millions d’euros en crédits de paiement s’est créé. Pour assurer sa continuité, l’État a dû recourir à des redéploiements de crédits internes et mobiliser la réserve de précaution d’autres programmes. La Cour critique également le niveau élevé des frais de gestion et baisse mécaniquement l’aide effectivement utile aux rénovations.

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Les deux gestionnaires mettent les bouchées doubles pour permettre au réseau d’encaisser les ambitions françaises en matière d’électrification et de décarbonation. Le défi à relever est immense, et devrait coûter plusieurs centaines de milliards d’euros répartis sur les 15 prochaines années. 

À première vue, le nouveau poste-source d’Enedis, qui vient d’être inauguré à Pompignac en présence de RTE, n’a rien de particulier. Certes, il aura nécessité un investissement de 11 millions d’euros, 5 ans de conception et 2 ans de travaux pour voir le jour. Dans le cas présent, l’installation de Pompignac a d’abord suscité de nombreuses contestations, notamment pour son impact environnemental direct. Mais l’enfouissement de lignes haute tension sur 19 kilomètres a permis d’atteindre un soutien local direct. En parallèle, Enedis accompagne le projet de mesures de compensations avec la création de plus de 10 000 mètres carrés de chênaie.

Avec ses 27 MW, ce poste n’est que l’un des 2300 postes sources qui composent le réseau électrique français, et qui servent d’articulation entre le réseau de transport d’électricité et le réseau d’électricité. Concrètement, ce type de poste permet de transformer le courant pour passer de la très haute tension (225 kV) ou de la haute tension (63 kV) en moyenne tension (20 kV), pour pouvoir ensuite être distribué de manière locale. Les lignes moyennes tension alimentent ensuite des postes de distribution plus petits.

Un changement d’échelle pour permettre l’électrification des usages

À l’heure actuelle, on compte une demi-douzaine de postes similaires installés chaque année. Mais pour pouvoir électrifier massivement la France, Enedis compte accélérer nettement leur déploiement avec le soutien de RTE. L’objectif est ambitieux : raccorder de 15 à 35 postes sources tous les ans jusqu’en 2040, ce qui devrait nécessiter un investissement proche des 600 millions d’euros par an.

De manière plus générale, Enedis et RTE comptent investir 200 milliards d’euros sur les 15 prochaines années pour adapter le réseau aux ambitions de demain. Compte tenu du temps nécessaire au développement de ces infrastructures, Enedis et RTE doivent agir dès à présent pour anticiper les besoins futurs. Espérons, néanmoins, que la hausse de la consommation soit au rendez-vous. Pour l’heure, si toute la filière électrique française se prépare aux enjeux de demain, la consommation continue, elle, de stagner.

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La France comptait 1,9 million de voitures 100 % électriques en circulation fin 2025. À ce rythme, le marché atteindra les 3 millions d’ici 2027. Et pour tous ces propriétaires, une question revient inlassablement : où et comment recharger sereinement à la maison ?

La borne murale fixée au mur du garage reste la solution la plus répandue. Mais elle suppose justement de disposer d’un garage. Or des millions de foyers français n’en ont pas. Une allée, une place de stationnement devant la maison, parfois un simple emplacement gravillonné. C’est tout.

Dans ce contexte, le carport en aluminium est en train de s’imposer comme la solution préférée des électromobilistes. Pas seulement parce qu’il abrite la voiture. Parce qu’il fait beaucoup plus que ça.

Une protection adaptée aux contraintes des batteries lithium-ion

Les batteries des voitures électriques détestent les écarts thermiques extrêmes. Un véhicule garé en plein soleil l’été voit la température de son pack grimper bien au-delà des 40 °C, ce qui accélère le vieillissement chimique des cellules. À l’inverse, un froid persistant en hiver ralentit les réactions internes et fait chuter l’autonomie réelle de 20 à 30 % sur certains modèles.

Un carport ne reproduit pas les conditions d’un garage fermé. Il s’en rapproche cependant assez pour faire la différence. La toiture bloque le rayonnement direct du soleil, ce qui évite la surchauffe estivale du pack. La structure freine également la formation de givre sur le pare-brise et limite l’accumulation de neige sur la carrosserie.

L’aluminium, lui, présente un avantage structurel souvent sous-estimé. Contrairement à l’acier galvanisé qui peut rouiller au niveau des soudures et des perçages ou au bois qui demande un traitement régulier, l’alu reste insensible à la corrosion. Une fois posé, on l’oublie. Trente ans plus tard, il est encore là.

La meilleure base pour intégrer une installation photovoltaïque

C’est probablement l’argument le plus puissant. Un carport en aluminium constitue une plateforme idéale pour accueillir des panneaux solaires. Et pour de nombreux propriétaires, cette option change radicalement l’équation économique de l’autoconsommation.

Beaucoup de toitures résidentielles ne se prêtent pas à l’installation photovoltaïque. Mauvaise orientation, ombrages portés par des arbres ou des bâtiments voisins, état de la couverture qui demanderait une réfection préalable, parfois même un classement au titre de l’architecture qui interdit purement et simplement la pose. Le carport contourne tous ces obstacles.

Sur une structure de 5 mètres sur 5, on peut installer une douzaine de panneaux de 425 Wc, soit environ 5 kWc de puissance crête. Cela représente une production annuelle moyenne de 5 500 à 6 500 kWh dans le sud de la France et de 4 500 à 5 000 kWh dans la moitié nord.

De quoi couvrir entre 60 et 80 % des besoins électriques d’un foyer moyen, recharge du véhicule incluse. Pour un projet sur mesure adapté à votre configuration, un carport alu conçu en France permet de dimensionner la structure exactement selon le nombre de panneaux prévus.

Les fabricants d’aluminium proposent aujourd’hui des profilés calculés pour supporter la charge des panneaux et résister aux contraintes de vent et de neige. La toiture peut être inclinée à 15 ou 20° pour optimiser le rendement solaire ou laissée plate avec des panneaux bifaciaux qui produisent sur leurs deux faces grâce à l’albédo.

La borne de recharge devient logique, pas accessoire

Brancher sa voiture électrique sous la pluie battante, en pleine tempête de novembre, sans aucun abri. L’expérience est désagréable. Elle est aussi mauvaise pour la durabilité de la prise et du câble, qui multiplient les cycles humidité-séchage.

Avec un carport, la borne de recharge s’installe sur l’un des poteaux ou sur un mur attenant. Le câble retombe naturellement sur la voiture, à l’abri. La connexion se fait au sec, été comme hiver. Et surtout, l’ensemble forme un système cohérent : panneaux solaires sur la toiture, onduleur dans un coffret technique, borne pilotée par un gestionnaire d’énergie qui privilégie la recharge solaire dès que la production le permet.

Cette intégration n’est pas un détail. Elle change le coût réel du kilomètre parcouru. À tarif réglementé EDF, un plein électrique de 50 kWh coûte environ 10 euros. Le même plein réalisé avec de l’énergie solaire autoproduite revient à pratiquement zéro, en dehors de l’amortissement initial. Sur 15 000 kilomètres par an, l’économie atteint plusieurs centaines d’euros.

Une fiscalité et des aides qui évoluent dans le bon sens

L’écosystème réglementaire devient progressivement favorable. Une installation photovoltaïque en autoconsommation avec vente du surplus bénéficie d’une prime à l’investissement versée sur cinq ans, dont le montant dépend de la puissance installée. Pour 5 kWc, comptez autour de 1 100 euros au total.

La TVA est ramenée à 10 % pour les installations inférieures à 3 kWc et à 20 % au-delà mais avec maintien de la prime. Les revenus tirés de la revente du surplus sont défiscalisés jusqu’à 70 euros annuels. Quant à la borne de recharge installée à domicile, elle ouvre droit à un crédit d’impôt de 500 euros, porté à 600 euros pour un modèle pilotable.

Le carport en lui-même ne déclenche pas d’aide spécifique. En revanche, son installation reste exemptée de permis de construire jusqu’à 20 m² de surface au sol dans la plupart des communes. Une simple déclaration préalable suffit. Au-delà, le permis devient obligatoire mais reste accordé sans difficulté quand le projet respecte le PLU local.

Un investissement qui se rentabilise plus vite qu’on ne le pense

Faisons les comptes. Un carport en aluminium nu, conçu sur mesure pour deux véhicules, se situe dans une fourchette de 4 000 à 8 000 euros selon les dimensions et les options. L’ajout d’une installation solaire de 5 kWc avec onduleur et raccordement coûte entre 8 000 et 11 000 euros installé. Une borne de recharge pilotable monophasée 7 kW se négocie autour de 1 200 euros pose comprise.

Total de l’opération : entre 13 000 et 20 000 euros selon la gamme. C’est un budget conséquent. Mais c’est aussi un système complet qui produit de l’énergie pendant 25 à 30 ans, abrite deux véhicules et alimente intelligemment la recharge.

Le retour sur investissement se situe entre 9 et 13 ans selon la zone géographique et le profil de consommation. Au-delà, c’est de l’énergie quasi-gratuite, à comparer avec l’inflation continue du tarif réglementé qui a augmenté de plus de 40 % entre 2022 et 2025. Sans compter la valorisation immobilière apportée par l’ensemble, qui n’est pas négligeable au moment d’une éventuelle revente.

Le bon choix structurel pour les années à venir

Pourquoi spécifiquement l’aluminium et pas un autre matériau ? La question mérite d’être posée honnêtement.
Le bois reste séduisant esthétiquement et plus économique à l’achat. Mais il demande un traitement insecticide et fongicide tous les trois à cinq ans, surtout dans les régions humides. Sa portée est limitée, ce qui oblige à multiplier les poteaux et complique la circulation des véhicules.

L’acier galvanisé offre une excellente résistance mécanique mais reste sensible à la corrosion là où le revêtement est endommagé, notamment au niveau des perçages effectués sur place. Son poids complique aussi la pose en autonomie.

L’aluminium combine légèreté, résistance, longévité et neutralité chimique. Il accepte les revêtements thermolaqués dans tous les coloris RAL, ce qui permet une intégration parfaite avec l’architecture de la maison. Sa durée de vie utile dépasse couramment 30 ans sans intervention. Et il est recyclable à plus de 95 % en fin de vie.

Pour un propriétaire qui investit aujourd’hui dans une voiture électrique et anticipe son équipement énergétique des deux prochaines décennies, le calcul devient vite évident.

Le carport en aluminium n’est plus seulement un abri pour la voiture. Il est devenu une infrastructure énergétique à part entière, qui prolonge logiquement le passage à l’électrique. Production solaire au-dessus, recharge en dessous, durabilité au-delà des cycles de remplacement du véhicule lui-même. Difficile d’imaginer un meilleur compagnon pour les 1,9 million d’électro-mobilistes français qui cherchent à reprendre la main sur leur consommation énergétique.

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La relance du nucléaire en France continue de se préparer, usine après usine. Après l’agrandissement du site de Belfort, Arabelle Solutions vient d’annoncer un nouvel investissement dépassant les 100 millions d’euros pour internaliser la fabrication des échangeurs thermiques. 

Arabelle Solutions vient d’annoncer la construction d’une nouvelle usine de près de 20 000 mètres carrés à Chalons-sur-Saône. Avec ce nouveau site, l’entreprise française prévoit d’internaliser la fabrication des échangeurs thermiques nécessaires aux futurs EPR2. Nécessitant un savoir-faire unique, ces pièces devraient mesurer jusqu’à 25 mètres de long pour un poids compris entre 120 et 370 tonnes. Si le début de la construction est prévu pour 2027, les premiers éléments devraient sortir de l’usine en 2030.

Avec cette usine, Arabelle Solutions espère produire chaque année tous les échangeurs nécessaires pour une centrale nucléaire. Outre les 6 – voire 14 – EPR2, ces échangeurs devraient également être destinés à l’export. Le coût total de l’investissement a été annoncé à 100 millions d’euros.

Arabelle Solutions, au coeur de la relance du nucléaire

En 2014, les turbines Arabelle marquaient l’actualité malgré elles, avec la vente de ce fleuron de l’industrie française aux États-Unis, validé par le ministre de l’Économie de l’époque Emmanuel Macron. Un peu plus de 10 ans plus tard, Arabelles Solution est de nouveau dans les rangs tricolores, et pas pour faire de la figuration.

L’entreprise a été placée au cœur de la stratégie de relance du nucléaire. D’ailleurs, des investissements ont également été annoncés un peu plus tôt dans l’année pour agrandir le site historique de Belfort. Ces investissements, estimés à 350 millions d’euros, devraient permettre de doubler la cadence de production des turbines. Une nouvelle usine adjacente de 20 000 mètres carrés devrait également sortir de terre, et répondre aux besoins du programme EPR2 ainsi qu’aux projets d’augmentation de puissance des réacteurs existants.

Au total, Arabelle Solutions espère recruter 600 salariés d’ici 2030. Rappelons qu’en rachetant Arabelles, EDF a repris le contrôle sur l’intégralité de la chaîne de valeur nucléaire, même pour l’îlot conventionnel.

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Et si c’était ça, la solution pour améliorer l’acceptation des parcs éoliens terrestres auprès des citoyens ? Dans le Maine-et-Loire, un projet éolien a été entièrement financé par des citoyens, dont une grande partie vit à proximité du parc. Résultat : aucun recours n’a été opposé au projet. 

À priori, rien ne distingue le parc éolien du Fief Sauvin des quelque 2200 parcs éoliens terrestres français. Il se compose de 4 éoliennes Nordex 131, d’une puissance de 3,2 MW pour un diamètre de 131 mètres. Situé dans le Maine-et-Loire, à égale distance de Nantes, Cholet et Angers, ce parc devrait fournir de l’électricité à environ 23 000 personnes pendant les 20 prochaines années.

Plus de 8 000 investisseurs réunis

Mais si ce parc n’est pas comme les autres, c’est parce qu’il a été entièrement financé par des particuliers ! Au total, 448 citoyens rassemblés via la société citoyenne « Éoliennes du Fief Sauvin » ainsi que 7 600 actionnaires de la société Énergie partagée ont réuni 5,7 millions d’euros, permettant ainsi de décrocher des emprunts bancaires pour obtenir les 19 millions d’euros restants afin de mener à bien le projet. Preuve de l’engouement qu’a suscité le projet, deux tiers des investisseurs habitent à moins de 15 km, et aucun recours n’a été déposé contre le parc.

Si le collectif vend actuellement son électricité à EDF, il espère, à terme, pouvoir passer des contrats de gré à gré avec les riverains et les particuliers du secteur. En attendant, les bénéfices du parc vont dans un pot commun. Sept mois après la mise en service des éoliennes, une vingtaine de personnes continue de se réunir chaque semaine pour échanger sur le projet.

Les parcs éoliens citoyens se multiplient

Du chemin a été parcouru depuis la mise en service du premier projet citoyen en 2014, dans le Morbihan. À l’époque, le parc de Bégannes avait permis un investissement de 12 millions d’euros grâce à un apport assuré à 87 % par les 1000 habitants de la commune. Désormais, les projets de gouvernance citoyenne sont de plus en plus nombreux. En 2022, l’ADEME en recensait presque 300. Et pour cause, l’intégration des citoyens dans le développement des projets permet de faciliter les échanges, et surtout d’obtenir une meilleure acceptation.

D’ailleurs, les plus grandes éoliennes de France, qui ont été installées il y a deux ans en Charente-Maritime, sont également issues d’un projet citoyen.

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C’est un nouveau chapitre qui s’ouvre, pour le nucléaire français. Le débat public concernant la construction d’un mini réacteur nucléaire par une startup privée en Indre-et-Loire vient de s’ouvrir. Il doit permettre aux citoyens français d’en savoir plus sur ce projet d’un genre nouveau. Il est possible d’y participer via la plateforme en ligne jusqu’au 30 juillet 2026.

C’est une étape importante, qui est en train de se jouer pour la startup franco-italienne Newcleo. Depuis le 2 avril est ouvert le débat public concernant son prototype de petit réacteur nucléaire modulaire (SMR) censé voir le jour en bord de Loire, entre Angers et Tours. Le débat portera également sur l’implantation d’une future usine de combustible MOX dans l’Aube, à 10 kilomètres de la centrale nucléaire de Nogent-sur-Seine.

Un réacteur qui carbure à l’uranium recyclé et refroidi au plomb

Contrairement aux précédents débats publics portant sur le nucléaire, il ne s’agit pas de discuter des presque traditionnels réacteurs à eau pressurisée qui constituent le parc français. Chacun va pouvoir s’exprimer au sujet d’un réacteur de genre nouveau, à savoir un SMR de 30 mégawatts électriques (MWe). De son petit nom LFR-AS-30, ce réacteur est à neutrons rapides, et a la particularité d’être refroidi au plomb au lieu du sodium habituellement utilisé.

Ce prototype devrait servir de base pour permettre la construction future du LFR-AS-200 au Royaume-Uni, un réacteur d’une puissance thermique de 480 MWth pour une puissance électrique de 200 MWe. Outre un refroidissement au plomb, ces deux SMR ont la particularité d’utiliser du MOX, un combustible nucléaire recyclé constitué à 8,5 % de plutonium et à 91,5 % d’uranium appauvri. Si le prototype devait utiliser du MOX produit dans le Gard, les prochains réacteurs devraient pouvoir bénéficier du combustible produit dans la future usine de Nogent-sur-Seine

Des acteurs du nucléaire d’un nouveau genre

Outre la technologie de réacteur choisie, c’est le type d’entreprise en charge de ce projet qui devrait susciter les interrogations. En effet, le débat public sur les projets de Newcleo témoigne d’un tournant dans le programme nucléaire français. Longtemps porté par les institutions publiques historiques comme EDF, le CEA ou Orano, le programme nucléaire français devrait désormais être en partie porté par des startups privées. D’ailleurs, plusieurs lauréats de l’appel à projets France 2030 sont des startups privées.

Dans un objectif d’accessibilité au plus grand nombre, la Commission nationale du débat public (CNDP) a fait appel au youtubeur Monsieur Bidouille pour expliquer les enjeux de ce débat, à travers une vidéo explicative de grande qualité.

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