Une piscine du nord de la France est désormais chauffée grâce à de « l’herbe à éléphant », une graminée de 3 mètres de haut. Cette plante, encore peu connue en France, a de nombreuses propriétés qui pourraient en faire un incontournable de la décarbonations. 

Récemment inaugurée après 10 ans de fermeture, la piscine de la ville de Leforest vient de réouvrir avec une particularité. Elle est chauffée à partir d’un matériau dont vous n’avez peut-être jamais entendu parler : le miscanthus. Cette plante herbacée, originaire d’Afrique et d’Asie du Sud, est de plus en plus cultivée en France du fait de ses caractéristiques propres, et de ses nombreux avantages.

Dans le cas de la piscine de la commune de Leforest, le miscanthus utilisé a été cultivé sur le site de l’ancienne fonderie de plomb de Metaleurop Nord, à Noyelles-Goldault. Les émissions de poussière de la fonderie ont contaminé les sols environnants en plomb, cadmium et zinc jusqu’à sa fermeture en 2003. Si l’emplacement de l’usine a été démantelé de manière traditionnelle, des méthodes innovantes ont été testées avec plus ou moins de succès aux abords du site, là où la pollution est plus diffuse.

Parmi les techniques étudiées, l’usage de plantes de remédiation a été testé, avec des résultats hétérogènes. Si, en termes de dépollution, le miscanthus n’est pas une plante miracle, cette dernière a tout de même la capacité d’accumuler les métaux lourds dans ses racines sans pour autant les transférer vers ses parties aériennes. Cela permet notamment de sécuriser partiellement les sols pollués et de limiter la mobilité des polluants.

Le miscanthus, plante du futur ?

Pour la production d’énergie, elle est idéale. Une fois installée, elle produit beaucoup de matière sèche chaque année avec un entretien quasi-nul à partir de la deuxième ou troisième année. D’ailleurs, elle a la capacité de repousser grâce à ses rhizomes. Cela signifie qu’une fois plantée, elle repousse naturellement tous les ans pendant 20 ans. Outre les feuilles qui tombent durant l’année et protègent le sol en générant un paillage, ses tiges sont récoltées sèches au début du printemps. Il n’y a plus qu’à les broyer pour les utiliser dans des chaudières biomasse.

Ce n’est pas le seul avantage. Avec une production locale et peu intensive, l’impact carbone de cette plantation est très positif, notamment grâce à l’absence d’entretien pendant 20 ans. Sans entrer en concurrence avec les terres agricoles à usage alimentaire, le miscanthus peut être cultivé sur des terres polluées.

En parallèle, la plante est de plus en plus étudiée dans le domaine du bâtiment, car c’est un excellent produit d’isolation. Outre sa grande légèreté, le miscanthus affiche une excellente résistance thermique, tout en étant perspirant. Cela signifie qu’il absorbe de l’eau quand l’humidité de l’air est trop élevée, et relâche cette eau quand l’air est trop sec. Enfin, il est étanche à l’air. Plusieurs entreprises travaillent à l’industrialisation et à la commercialisation de blocs de béton de miscanthus qui auraient des propriétés similaires au béton de chanvre. En France, sa production a plus que triplé en l’espace de 10 ans.

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Ce camion de collecte n’a pas simplement succombé à la canicule, il a pris feu après qu’une batterie au lithium a été négligemment déposée dans un sac de déchets ménagers. Une erreur dont les conséquences auraient pu être très graves. 

Il a fait très chaud, le 19 juin, dans la rue du 19-Mars de la ville de Wattrelos, près de Lille. Un camion-poubelle y a pris feu en pleine tournée, à cause d’une batterie au lithium jetée dans les déchets ménagers. Celle-ci a été écrasée lors du processus de compaction du camion, engendrant un emballement thermique et un départ de feu immédiat. En plus de ravager entièrement le camion de collecte, l’incendie s’est propagé à trois véhicules alentour, et a même fait exploser les vitres des habitations de la rue.

Heureusement, aucune victime n’est à déplorer, mais cet incident rappelle la potentielle dangerosité des batteries au lithium quand elles ne sont pas manipulées ni traitées comme il se doit en fin de vie.

Piles et batteries au lithium : fléau des centres de tri

Si les images sont impressionnantes, la situation n’est pas tout à fait inédite. L’année dernière, le président de la Fédération des entreprises du recyclage, François Excoffier, avait alerté sur le sujet, en expliquant qu’une hausse spectaculaire des incendies était observée dans les centres de tri. Alors qu’on recensait en moyenne entre 140 et 150 incendies par an, ce nombre est passé à plus de 400, sans prendre en compte les départs de feu presque mensuels qui sont tout de suite maîtrisés. Toujours selon François Excoffier, les bouteilles de gaz et batteries au lithium seraient à l’origine de 60 % de ces incendies.

Face à cette situation de moins en moins contrôlée, une proposition de loi, validée par le Sénat, devrait passer par l’Assemblée nationale. Elle a été écrite de manière à responsabiliser les producteurs de batteries sur la prévention des incendies dans les centres de tri. Une meilleure gestion de la fin de vie des batteries est d’autant plus importante que ces dernières prennent une place toujours plus grande dans notre quotidien.

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Téléviseurs, cafetières et autres micro-ondes sont bons à jeter à la poubelle. À cause d’une mauvaise manipulation entraînant une surtension sur le réseau, Enedis a accidentellement causé la destruction des appareils électriques de 20 foyers en Indre-et-Loire. Un cas rarissime, mais qui peut être très dangereux. 

Des habitants de la commune de Chanceaux-sur-Choisille (37) ont eu la mauvaise surprise, mardi 16 juin, de constater que la plupart de leurs appareils électriques avaient été détruits suite à une opération d’élagage entreprise par Enedis. À l’occasion de cette opération, le gestionnaire de réseau avait déployé des groupes électrogènes, mais un dysfonctionnement électrique a entraîné une surtension dans une vingtaine d’habitations. Interrogé par Ici Touraine, l’un des habitants raconte même avoir entendu un « boum » avant de voir une flamme d’un mètre de haut sortir d’une de ses prises de courant.

La tension du réseau, qui est passée de 230 V à 400 V, a détruit téléviseurs, machines à laver, stores électriques ou encore micro-ondes. Très rapidement, Enedis a reconnu sa pleine responsabilité et a présenté ses excuses aux personnes touchées en précisant qu’il prendrait en charge l’indemnisation du matériel détruit.

La surtension, un phénomène rare mais potentiellement grave

Ce n’est pas la première fois qu’un tel événement se produit. Il y a 10 ans, dans le Calvados, un technicien EDF avait inversé la phase et le neutre dans un poste transformateur. Conséquence de la mauvaise manipulation : l’électroménager de 40 foyers avait été détruit. En 1987, un incident de ce type avait engendré des conséquences encore plus graves en Gironde. À l’époque, un problème de surtension avait plongé dans le noir 30 000 foyers, et provoqué l’explosion du compteur électrique d’une maison, entraînant son incendie. Heureusement, l’incident n’avait fait aucune victime.

Les conséquences de ces événements peuvent être très importantes : destruction de circuit électrique, départ d’incendie, apparition de courant de fuite, ou encore implosion d’appareils. Cependant, il n’existe pas de méthode miracle pour se prémunir de ce type d’événement qui reste très rare.

En revanche, il est possible d’éviter les surtensions d’origine naturelle. Parfois, ces dernières peuvent être causées par l’orage. Il est ainsi conseillé de débrancher ses appareils électriques en cas d’orage à proximité. Dans les régions où les orages sont fréquents, la norme NF C 15-100 peut même rendre obligatoire l’installation d’un paratonnerre en toiture, ainsi que d’un parafoudre sur le compteur électrique. Grâce à cet appareil, la surtension est déviée vers la prise de terre, protégeant ainsi les appareils électriques du logement.

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Si l’Europe met l’accent sur la multiplication des sites de production d’électricité renouvelable, encore faut-il pouvoir la distribuer. Un rapport indépendant indique que dans une partie de l’Europe, pas moins de 100 milliards d’euros de projets seraient bloqués à cause de réseaux de transport d’électricité pas adaptés. 

Si l’Union européenne fait partie des relativement bons élèves en matière de transition énergétique, elle n’en reste pas moins confrontée à des problèmes importants pour réussir cette transition. Parmi ces problèmes, le réseau électrique européen est un obstacle majeur au développement des projets de production d’énergie renouvelable. Un récent rapport du groupe AFRY, commandé par l’organisme à but non lucratif « Beyond Fossil Fuels », indique ainsi que près de 375 GW de projets sont en standby, faute de possibilité de raccordement.

Ces 375 GW concernent plusieurs pays européens, à savoir la Bulgarie, la République tchèque, l’Allemagne, la Grèce, l’Italie, la Pologne, l’Espagne et la Grande-Bretagne. Toujours selon ce rapport, cet embouteillage de raccordements pourrait jouer un rôle dans le maintien de la dépendance européenne aux énergies fossiles. Au total, ils représentent 100 milliards d’euros d’investissement qui ne peuvent pas encore aboutir et participer à la décarbonation des mix électriques des pays concernés.

Un problème d’architecture réseau

À l’origine, le réseau énergétique européen a été construit principalement autour du charbon, puis du gaz. Ces centrales étaient généralement implantées à proximité des gros consommateurs. En France, le schéma est d’ailleurs similaire avec les centrales nucléaires.

Mais avec le développement de l’éolien ou du solaire, c’est toute cette architecture réseau qui doit être repensée car les sites de production d’électricité se retrouvent excentrés. Les gestionnaires de réseau doivent donc s’adapter à ces nouveaux moyens de production et amener toujours aussi efficacement l’électricité produite jusqu’aux logements et aux entreprises.

Le stockage d’énergie prend aussi du retard

La Commission européenne a bien lancé des chantiers pour accélérer cette évolution du réseau électrique européen, avec un total de 1,2 milliard d’euros d’investissement sur ce sujet d’ici 2040, et le lancement de 8 autoroutes de l’électricité pour faciliter ce transport. L’amélioration du réseau est d’autant plus importante que les retards de raccordement touchent également les projets de stockage d’énergie, à hauteur de 455 GW. La situation a des allures de cercle vicieux parce que chaque retard de déploiement de capacités de stockage freine l’efficacité des sites de production d’énergie.

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Malgré de nombreuses turbulences, les énergies renouvelables continuent leur progression dans le pays de l’Oncle Sam. Une nouvelle encourageante pour les États-Unis, et pour le reste du monde. 

En novembre 2024, la réélection de Donald Trump a jeté un froid sur l’ensemble du secteur renouvelable américain et même mondial. Il faut dire que le président américain n’a pas caché son hostilité, en particulier envers les éoliennes. Néanmoins, 2 ans plus tard, force est de constater que l’essor des énergies renouvelables outre-atlantique ne fait que progresser.

Le dernier rapport de la US Energy Information Administration (EIA) en est la parfaite illustration. Ce rapport trimestriel, considérant les 3 premiers mois de 2026, a constaté une forte hausse de la quantité d’électricité produite par les énergies renouvelables. Le rapport indique une augmentation de 11,1 % par rapport au même trimestre de 2025.

En parallèle, la production électrique des centrales au charbon a chuté de 11,4 %, tandis que celle du gaz naturel et du nucléaire ont respectivement augmenté de seulement 1,1 % et 0,9 %. En suivant cette tendance, et en prenant en compte les 57 GW d’énergie renouvelable qui devraient être ajoutés aux capacités totales sur l’année 2026, l’EIA a estimé que la capacité renouvelable dépassera celle du gaz naturel d’ici 2027.

Une progression majoritairement solaire

À y regarder de plus près, cette hausse n’est pas uniforme, et principalement d’origine solaire. L’EIA révèle ainsi que la production d’électricité solaire, par rapport au premier trimestre 2025, a augmenté de 23,9 %. L’hydroélectricité a augmenté de 21,9 % et l’énergie solaire à petite échelle (moins de 1 MW installé) a augmenté de 11,9 %. En revanche, la hausse de production du secteur éolien peine à dépasser les 2 %.

Ces chiffres révèlent que les efforts de Trump pour déstabiliser le secteur éolien ont malheureusement porté leurs fruits. Rappelons que récemment, TotalEnergies a accepté de renoncer à la construction de 2 parcs éoliens offshore moyennant un accord financier de 928 millions de dollars. Cette somme correspond à ce que TotalEnergies avait versé, en 2022, pour obtenir les deux concessions situées au large de New York et de la Caroline du Nord. Sept États démocrates viennent d’attaquer en justice cet accord financier, estimant qu’il repose sur un dispositif illégal.

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Faute de mieux, les carburants durables constituent le meilleur espoir de décarbonation du secteur aérien. Pour que la France joue son rôle en la matière, quatre entreprises vont construire une usine capable de produire 160 000 tonnes par an de carburant synthétique à Dunkerque. 

Les carburants d’aviation durables, aussi appelés SAF (sustainable aviation fuels), se sont très vite imposés comme la seule véritable solution pour décarboner le plus rapidement possible le secteur de l’aviation. Pour le moment, aucune innovation technologique n’a permis d’imaginer un futur proche dicté par une aviation électrique ou à hydrogène.

Progressivement, les usines de kérosène « vert » se multiplient et l’une d’entre elles devrait voir le jour sur le port de Dunkerque. Les entreprises Airbus, Safran, Tereos et Technip Énergies viennent d’annoncer la création d’une coentreprise appelée Rebound, qui devrait aboutir à la construction d’une usine capable de produire 160 000 tonnes de SAF par an.

Cette création intervient dans un contexte dicté par les directives européennes. La réglementation ReFuelEU Aviation a fixé l’objectif d’utilisation de 6% de SAF dans l’ensemble du kérosène utilisé d’ici 2030, et 70% de SAF utilisé dans l’ensemble du kérosène en 2050. Pour mener à bien le projet, chacun devrait apporter sa pierre à l’édifice. Alors que Safran et Airbus apportent leur connaissance du secteur de l’aérospatial en tant que partenaires industriels, Technip Énergies devrait prendre en charge le développement technique du projet et l’ensemble de l’ingénierie. Enfin, Tereos, grand groupe sucrier et leader européen de la production d’éthanol, devrait fournir et sécuriser l’approvisionnement en éthanol du site.

Du carburant d’aviation durable, sous certaines conditions

Pour produire du carburant sans pétrole, l’entreprise Rebound compte s’appuyer sur la technologie « Alcohol-to-Jet ». Cette dernière est considérée comme l’une des méthodes les plus pragmatiques pour produire des hydrocarbures artificiels compatibles avec les installations, les équipements et les moteurs des avions actuels.

Elle consiste à transformer un alcool, en l’occurrence de l’éthanol avancé obtenu à partir de résidus agricoles et forestiers, pour obtenir un hydrocarbure synthétique. Cette transformation nécessite de nombreuses étapes : déshydratation, oligomérisation, hydrogénation puis fractionnement.

Néanmoins, qui dit carburant de synthèse ne veut pas nécessairement dire carburant durable. Les équipes de Rebound vont devoir travailler sur l’ensemble de la chaîne d’approvisionnement de l’usine pour obtenir un éthanol au bilan carbone le plus bas possible. Sans cette étape indispensable, le SAF obtenu pourrait afficher un bilan carbone peu avantageux en comparaison à son homologue fossile.

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Il va maintenant falloir assumer cette décision. La Commission européenne a annoncé le financement de nouveaux onduleurs chinois pour des projets photovoltaïques. Cette décision, bien que positive en matière de cybersécurité, devrait peser lourd sur le déploiement de nouvelles capacités solaires en Europe à court et moyen terme. 

Le mois dernier, la Commission européenne a tranché : elle ne financera plus d’onduleurs solaires fabriqués en Chine. Cette décision intervient dans un contexte géopolitique mondial de plus en plus tendu, dans lequel l’Union européenne cherche à retrouver une souveraineté globale et à limiter ses dépendances, en particulier dans le domaine de l’énergie.

Or, les onduleurs chinois connectés à internet posent question. Considérés comme « à haut risque », ils pourraient être utilisés pour perturber le réseau électrique européen et provoquer des pannes de courant d’importance nationale. Certains pays n’ont d’ailleurs pas attendu la Commission européenne pour prendre des mesures. La Lituanie a récemment déclaré ne plus vouloir d’onduleurs chinois. Désormais, tous ses projets auront recours à du matériel fabriqué dans l’Union européenne ou aux États-Unis.

L’impact de la Chine est immense sur le déploiement de l’énergie photovoltaïque dans l’Union européenne. Sur les dernières années, environ 70 % des onduleurs installés ont été fabriqués par Huawei ou Sungrow.

Cybersécurité ou objectifs carbone, il faut choisir

Néanmoins, cette décision n’est pas sans conséquence et pourrait avoir un impact direct sur la vitesse de déploiement de nouvelles capacités photovoltaïques. Selon Reuters, la décision de l’UE pourrait affecter 20 % des nouvelles capacités solaires, soit au moins 14 GW de puissance potentielle chaque année. Pour l’heure, les alternatives européennes sont 20 % à 40 % plus chères, ce qui devrait entâcher la rentabilité de projets solaires déjà difficiles à rentabiliser.

D’ailleurs, si l’Europe veut gagner en indépendance en matière de photovoltaïque, la création d’une filière 100% européenne se montre d’une grande complexité. Il suffit de voir le destin de Carbon, la gigafactory française qui devrait naître à Fos-sur-Mer.

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GRDF en fait-il trop pour vanter les avantages du biométhane ? Le gestionnaire de réseau de gaz a récemment été dans le viseur de la CRE pour cause de communication trompeuse. Ce constat de la CRE arrive à un moment où la filière du gaz est en difficulté, peinant à trouver sa place dans une transition énergétique de plus en plus portée sur l’électricité. 

C’est un constat en forme de rappel à l’ordre. La Commission de régulation de l’énergie (CRE) vient de publier son rapport sur « le respect des codes de bonne conduite et l’indépendance des gestionnaires de réseaux d’électricité et de gaz naturel » sur la période 2023-2025. Ce rapport se compose de plusieurs audits réalisés auprès des différents gestionnaires de réseaux, qui sont destinés à vérifier que chaque gestionnaire respecte le périmètre de sa mission.

La CRE évoque un niveau de conformité élevé, mais dévoile tout de même quelques irrégularités, en particulier en matière de communication. La commission a constaté, dans le domaine du gaz, que certaines actions de communication dépassent le périmètre de mission des gestionnaires de réseaux, et ne respectent pas toujours l’indépendance entre les activités de production et de fourniture du gaz. Par exemple, GRDF a communiqué sur des modes de production du biométhane à plusieurs reprises avec, par exemple, la mise en avant d’inaugurations de méthaniseurs.

D’autre part, des campagnes publicitaires menées par GRDF sont exclusivement axées sur le gaz vert, et ont pu engendrer une confusion entre gaz fossile et gaz vert, en omettant le fait que le gaz vert ne représentait que 3,2% du gaz consommé en 2024. Selon la CRE, cette confusion s’apparente à la promotion du gaz fossile ou de ses usages.

La filière gaz, grande perdante de l’électrification des usages

Ces rappels arrivent dans une période compliquée pour la filière gaz, et en particulier pour la filière du biométhane. Si GRDF multiplie les campagnes de communication autour du biométhane, c’est parce que le gestionnaire de réseau croit dans un mix gazier 100 % renouvelable d’ici 2050. Le gestionnaire met ainsi en avant des technologies de production comme la méthanisation ou la pyrogazéification.

Néanmoins, le gouvernement semble avoir choisi la voie de l’électrification pour décarboner le pays, plutôt que le gaz vert. D’ailleurs, si le biogaz constitue l’une des solutions pour la décarbonation du mix énergétique, il a l’inconvénient de reposer sur le vivant. De ce fait, sa production ne peut pas être augmentée de manière infinie, sous peine de déstabiliser durablement les productions agricoles et les réserves forestières.

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Voilà enfin une avancée concrète en matière de petit réacteur nucléaire modulaire (SMR). Une startup américaine privée est parvenue à atteindre la criticité pour son prototype de micro-réacteur. Désormais, elle doit faire valider son design auprès de la Commission américaine de régulation du nucléaire (NRC) pour espérer une commercialisation d’ici septembre 2028.

Il aura fallu moins de 12 mois aux équipes de la startup Antares pour passer du concept à la criticité. Le prototype Mark-0, essentiel au développement des micro-réacteurs nucléaires commerciaux de la startup, vient d’atteindre la criticité dans le laboratoire Idaho National Laboratory (INL). Cela signifie qu’il est en mesure de produire sa propre énergie en continu grâce à une réaction de fission auto-entretenue.

Un refroidissement au sodium

Contrairement à la plupart des réacteurs nucléaires actuels, la technologie de refroidissement choisie par Antares n’est pas à eau pressurisée. Ici, ce sont des caloducs au sodium qui sont utilisés pour refroidir passivement le réacteur. Cette technologie a l’avantage d’avoir un circuit de refroidissement fonctionnant à la pression atmosphérique, ce qui permet d’éviter les risques de surpression et d’explosion de vapeur (cf. Tchernobyl).

En contrepartie, une attention toute particulière doit être portée à la gestion du sodium. Ce dernier s’enflamme au contact de l’air, et réagit violemment avec l’eau. Son utilisation a engendré plusieurs incidents nucléaires, comme en 1995, dans la centrale japonaise de Monju. Peu de temps avant, une explosion due au sodium a également eu lieu dans des locaux proches du réacteur de recherche français Rapsodie. L’événement avait entraîné la mort d’un technicien.

Antares fait la course en tête

Antarès vise le déploiement du R1, un petit réacteur nucléaire d’une puissance comprise entre 100 kWe et 1 MWe, d’ici 2028. Capable de fonctionner plus de 6 ans sans rechargement, ce réacteur se destine principalement à alimenter les installations militaires.

Pour les États-Unis, le développement des SMR constitue un enjeu stratégique majeur. De ce fait, le Department of Energy (DOE) a lancé en août dernier le Reactor Pilot Program, un programme d’accompagnement de 11 projets de type SMR avec l’objectif d’atteindre la criticité pour plusieurs d’entre eux avant le 4 juillet 2026. Si Antares a gagné cette première étape, il lui reste maintenant à faire homologuer sa technologie par la Commission américaine de régulation du nucléaire (NRC). Pour l’heure, seule la startup NuScale a réussi à faire valider son design de SMR.

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EDF n’aura bientôt plus d’éoliennes ni de panneaux solaires en Amérique du Nord ! L’électricien français serait en discussion avancée avec une compagnie américaine pour le rachat des 6,1 GW de capacités renouvelables actuellement en service outre-Atlantique. Cette cession pourrait rapporter 4 milliards d’euros à EDF. 

Chez EDF, on cherche à faire des économies à tout prix. Si les résultats sont globalement bons, l’électricien français accuse toujours une dette de 50 milliards d’euros, et fait face à une montagne d’investissements pour permettre l’électrification de la France. En fin d’année dernière, Bernard Fontana, PDG d’EDF, a donné le ton en annonçant une série de mesures destinées à assainir la situation financière du groupe pour lui redonner une dynamique financière positive. Parmi ces séries de mesure, l’une d’entre elles a fait parler : celle de prioriser la France, le nucléaire et l’hydroélectricité.

C’est donc en toute logique que le groupe a lancé, il y a quelques mois, le projet Lafayette. Objectif : céder l’intégralité du portefeuille éolien et photovoltaïque d’EDF en Amérique du Nord. Représentant 35 % de tout le portefeuille solaire et éolien d’EDF (à fin 2024), il englobe 6,1 GW d’installations en service et 19,2 GW de projets en développement répartis entre le Canada, le Mexique et les États-Unis.

L’heureux gagnant pourrait bien être LS Power, une compagnie américaine d’électricité qui est entrée en discussions avancées avec EDF. Si rien n’est encore signé, des rumeurs évoquent un accord annoncé d’ici la semaine prochaine. L’opération pourrait avoisiner les 4 milliards d’euros.

Financer les futurs EPR2

Si on est bien loin des 73 milliards d’euros évoqués pour la construction des 6 nouveaux EPR2, ces 4 milliards d’euros pourraient permettre à EDF d’envoyer un message fort concernant l’assainissement de ses comptes. D’ailleurs, en février, Bernard Fontana indiquait que les transferts d’actifs et cessions envisagés représentaient une enveloppe de 20 milliards d’euros.

Dans tous les cas, EDF va devoir trouver des sources de financement pour les presque 500 milliards d’euros de besoins d’investissement évoqués par la Cour des Comptes à l’horizon 2040. Parmi ces solutions de financement, EDF pourra notamment compter sur le Livret A des français.

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Quoi de plus logique que l’un des bâtiments les plus écologiques de France pour une école d’ingénieur à la pointe de la technologie ? L’ESIEA vient d’inaugurer son tout nouveau campus vanté à tout point de vue. Au programme : du chauffage assuré par le data center, des panneaux solaires, une isolation en fibre de bois et même une serre en toiture. 

Pour son nouveau campus implanté sur le site de l’ancienne cité Gagarine, à Ivry-sur-Seine, l’école d’ingénieurs ESIEA a vu les choses en grand, et surtout en vert. Le site, composé de deux bâtiments pour un total de 16 000 mètres carrés, a été entièrement pensé pour afficher un impact environnemental le plus faible possible. Capable d’accueillir 2000 étudiants, il a en grande partie été construit à partir de matériaux biosourcés, en valorisant notamment les vestiges de l’ancienne cité sous forme de granulats. Du béton bas carbone a également été utilisé tandis que l’isolation a été réalisée en fibre de bois.

Mais c’est d’un point de vue énergétique que la conception du bâtiment impressionne le plus. Le chauffage est assuré à la fois par le data center de l’école, et par une serre de 400 m² située en toiture. En complément, le site est raccordé au réseau de chauffage urbain de la Ville de Paris, qui fonctionne avec 76 % d’énergies renouvelables. Ces spécificités permettent de limiter les besoins en électricité, qui sont assurés par un total de 280 mètres carrés de panneaux photovoltaïques. L’ensemble est complété par un réservoir d’eau de 260 m³.

Un campus doublement labellisé

Grâce à son éco-conception, le campus a reçu deux labels : HQE et E+C-. Le premier, signifiant Haute Qualité Environnementale, témoigne d’une prise en compte globale de la qualité de construction en atteignant des objectifs en matière de consommation, mais également de durabilité et de confort. Il prend en compte de nombreux critères comme l’intégration du bâtiment dans son environnement, le choix des matériaux, la phase chantier, le confort thermique et acoustique ou encore la qualité de l’air des espaces intérieurs.

Le label E+C-, ou Énergie positive et réduction carbone, a été lancé par l’État en 2016, et évalue à la fois la performance énergétique du bâtiment, et ses émissions de gaz à effet de serre durant toute sa durée de vie. Cette partie repose ainsi sur une analyse du cycle de vie (ACV).

Gestion des ressources et recherche appliquée

Le nouveau campus de l’ESIEA souligne la direction prise par l’école d’ingénieurs en matière de recherche et d’enseignement. Les nouvelles installations, et en particulier le fablab, devraient permettre aux étudiants de développer des projets autour du recyclage des déchets plastiques et aluminium. La serre et des bassins d’hydroponie ont été créés dans le but d’associer technologies numériques et agriculture urbaine. Même une miellerie équipée de ruches connectées devrait compléter cet écosystème.

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L’augmentation du nombre de panneaux solaires chez les particuliers donne du travail supplémentaire au Médiateur de l’énergie. Dans un récent rapport, celui-ci révèle que le nombre de saisines en lien avec le photovoltaïque ne cesse d’augmenter, au détriment des nouveaux producteurs d’électricité. 

Entre baisse du prix des panneaux solaires et coûts élevés de l’électricité, toutes les raisons sont désormais bonnes pour installer des panneaux photovoltaïques en autoconsommation à la maison. Selon Enedis, la France compterait près d’un million d’installations photovoltaïques chez des particuliers, dont 800 000 sont en autoconsommation.

Problème : le rachat du surplus d’électricité produite fait fréquemment l’objet de litiges, selon le Médiateur de l’Énergie. Ce dernier a constaté une multiplication par six du nombre de saisines liées au photovoltaïque entre 2022 et 2025.

Des retards qui entraînent un manque à gagner pour le propriétaire

C’est en partie vrai pour les contrats avec obligation d’achat souscrits auprès d’EDF OA. Ce dernier a fait l’objet de 91 saisines portant sur la mise en place de ces contrats d’obligation d’achat. Les litiges concernent principalement des retards de mise en service, souvent pour des raisons administratives. Il peut s’agir de problèmes liés à la demande de Consuel, ou tout simplement de dossiers de raccordement incomplets. Bien souvent, c’est l’installateur qui est en cause, mais la responsabilité d’EDF OA est parfois engagée. C’est d’autant plus important que ces retards entraînent systématiquement un manque à gagner par rapport à la production solaire.

Mais EDF est loin d’être le principal acteur de ces saisines. En effet, plusieurs fournisseurs d’électricité alternatifs se proposent de racheter le surplus d’électricité non autoconsommée pour permettre aux producteurs d’électricité solaire de réduire leur facture. Mais le Médiateur de l’énergie a relevé de nombreuses saisines au sujet de ces contrats.

Deuxième carton rouge d’affilée pour JPME

Au cœur du problème, on retrouve surtout le fournisseur d’électricité JPME, qui concentre la grande majorité des critiques. Historiquement connu pour des défauts et des retards de paiement, le fournisseur n’a pas su remonter la pente, bien au contraire. Déjà épinglé par le Médiateur de l’Énergie avec ses 190 saisines reçues en 2024, JPME a fait encore pire avec un total de 580 saisines recevables sur l’année 2025.

La situation est telle que JPME a perdu son agrément, c’est-à-dire qu’il ne peut plus établir de contrat avec de nouveaux clients. Ses clients actuels, s’ils le souhaitent, basculent automatiquement vers EDF ou une entreprise locale de distribution.

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Quinze ans après la catastrophe de Fukushima, l’ancienne troisième puissance nucléaire mondiale prend elle aussi le nouveau train du nucléaire et veut que l’atome produise 20% de son électricité dès 2040. Pour cela, elle aura besoin de construire de nombreux nouveaux réacteurs. 

Le Japon semble enfin prêt à réellement relancer son programme nucléaire. Après avoir autorisé, en février 2023, le prolongement de la durée de vie de certains réacteurs de 40 à 60 ans, le gouvernement a franchi une nouvelle étape en février 2025 avec la publication de son 7ᵉ plan énergétique. Ce dernier stipule que la part du nucléaire dans le mix électrique devrait passer de 8,5% à 20%.

Néanmoins, en l’état, le parc nucléaire japonais ferait face à un déficit de capacité de production à l’horizon 2040. Le ministère de l’Économie, du Commerce et de l’Industrie vient donc de proposer la construction de 2 à 5 nouveaux réacteurs d’ici 2040, puis d’atteindre 14 nouveaux réacteurs d’ici 2050 pour répondre à l’objectif de production visé. Construire ces 14 nouveaux réacteurs, pour une puissance cumulée proche de 16 GW, prend également en compte la hausse des besoins énergétiques associés à l’électrification et à la multiplication des centres de données.

Remonter la pente de l’après-Fukushima

Cette nouvelle est hautement symbolique. En 2011, le Japon comptait 54 réacteurs nucléaires, qui participaient au mix électrique du pays à hauteur de 30%. Mais la catastrophe de Fukushima a bouleversé en profondeur le programme nucléaire japonais, puisque 14 mois après la catastrophe, plus aucun réacteur n’était en fonctionnement. Depuis, le pays redémarre ses réacteurs au compte-gouttes. À l’heure actuelle, il ne compte plus que 33 réacteurs opérationnels, dont 15 ont déjà été remis en service. D’ailleurs, la centrale de Kashiwazaki-Kariwa, considérée comme la plus grande du monde, a officiellement été relancée cette année avec le redémarrage du réacteur n°6 en janvier.

Avec ces objectifs chiffrés en matière de construction de réacteurs, le Japon semble vouloir définitivement tourner la page du traumatisme Fukushima, et faire du nucléaire un atout pour la décarbonation. Actuellement, le Japon est le 5ᵉ plus gros émetteur de CO₂ au monde.

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C’est l’un des monuments de l’histoire électrique française, et il est toujours capable de produire l’équivalent de la consommation de 41 000 habitants. Le barrage d’Éguzon vient de franchir la barre symbolique des 100 ans d’activité. Malgré un premier siècle mouvementé, il devrait participer activement à l’électrification de la France. 

C’est un anniversaire qui ne se rate pas. Le barrage d’Éguzon, situé dans l’Indre, vient de fêter ce week-end le centenaire de son inauguration. Construit à partir de 1917, le barrage devait d’abord mesurer 35 mètres de haut. Mais après de nombreuses modifications de projet, il a fini par atteindre la cote définitive de 61 mètres de hauteur à partir des fondations. Le barrage a donné naissance au lac de Chambon, retenue d’une superficie de 3,17 km² et d’un volume de 57 millions de mètres cubes.

Équipé de 6 turbines Francis de 12 MW, il affiche une puissance totale effective de 70,6 MW. On est loin des 1800 MW du barrage de Grand’Maison, mais au moment de son inauguration, il est considéré comme le plus puissant barrage d’Europe et alimente la ville de Paris en électricité. Régulièrement rénové et remis à niveau par les équipes d’EDF, il a reçu en 2019 une turbine supplémentaire destinée à maintenir le débit minimal de la rivière Creuse, sur laquelle il est implanté.

Avec ses 100 ans de service, le barrage d’Éguzon fait parti des doyens du parc hydroélectrique français. Néanmoins, il ne s’agit pas du plus vieux barrage encore en activité. On peut par exemple citer le vénérable barrage de Rochebut, situé sur le Cher. D’une modeste puissance de 16,8 MW, il a été mis en service en 1909.

Une histoire mouvementée

Du fait de sa puissance, le barrage d’Éguzon a joué un rôle stratégique majeur durant la seconde guerre mondiale. Situé en zone libre, il a très vite été occupé par les allemands, notamment pour alimenter des usines travaillant pour l’Allemagne.

Du fait de cette importance stratégique, les Alliés envisagent rapidement de le faire sauter. Les Résistants s’y opposent pour conserver l’outil de production, mais également pour éviter la destruction des communes situées en aval du barrage. À partir de ce moment, de nombreuses actions sont menées pour perturber la distribution d’électricité du barrage. L’intensité des sabotages culmine en mars 1944, quand une petite équipe de Résistants, comprenant notamment un Résistant de 16 ans, parvient à détruire 28 pylônes lors de la même opération. Finalement, le barrage est libéré en aout 1944 sans combats, ce qui permet sa remise rapide en exploitation.

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Symbole de modernité dans les années 1960, la copropriété Parly 2 veut rester dans l’ère du temps en mettant en service une centrale géothermique capable de couvrir la consommation de 10 000 habitants, soit 70 % de ses besoins !

Il aura fallu 10 ans pour faire de la géothermie une réalité dans la plus grande copropriété d’Europe. Située à Chesnay-Rocquencourt dans les Yvelines, la copropriété de Parly 2 vient de mettre en service une toute nouvelle installation de géothermie destinée à couvrir 70 % des besoins en chauffage et en eau chaude sanitaire de ses quelque 7500 appartements.

Logements, bâtiments publics et hôpital branchés à la géothermie

La chaleur produite n’alimentera pas que les habitations, puisque la ville du Chesnay-Rocquencourt, qui a accompagné la mise en œuvre de la centrale géothermique, va acheter de l’énergie thermique à la copropriété pour alimenter certains de ses bâtiments comme l’hôtel de ville, la piscine ou encore l’hôpital Mignot.

Le complément de chauffage, environ 30 % de la consommation annuelle, est toutefois assuré par une chaufferie à gaz fossile. Selon le syndicat de la copropriété, l’arrivée de la géothermie ne devrait pas jouer sur le confort de chauffage des logements, mais devrait contribuer à la stabilisation des charges. De plus, la géothermie devrait avoir un impact favorable sur les diagnostics de performance énergétique et avoir un rôle positif sur la valorisation du patrimoine.

Une infrastructure privée d’une ampleur inédite

L’installation consiste en deux puits de 1500 mètres de profondeur qui viennent récupérer la chaleur du Dogger, une nappe d’eau naturellement chaude, située entre 1500 et 2000 mètres de profondeur. Le premier puits, dit de « production », permet de puiser l’eau chaude tandis que le second, dit de « réinjection », permet de rendre à la nappe toute l’eau puisée.

L’ensemble devrait produire environ 71 GWh de chaleur, ensuite distribuée à travers les 20 km d’un réseau de chaleur entièrement privé. Cela représente la consommation d’une ville de 10 000 habitants. La centrale, qui a nécessité un investissement de 35 millions d’euros, devrait éviter l’émission de 18 500 tonnes de CO₂ par an.

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Le prix de l’énergie n’a pas fini de faire parler. Si l’électrification des usages est pleine de sens pour bien des raisons, son coût pose question. Pour accélérer cette transition à l’échelle nationale, une solution vient d’être proposée au Premier ministre français. 

Pour faire face aux enjeux climatiques, mais également aux enjeux de souveraineté énergétique, l’heure est plus que jamais à l’électrification. D’ailleurs, le Président de la République semble vouloir prendre le sujet à bras le corps, notamment avec l’organisation de l’Équipe de France de l’électrification.

Néanmoins, il reste un problème majeur : le prix de l’électricité, qui est toujours trop élevé. Pour avantager l’électricité et plus généralement l’énergie produite sur le sol français, l’Union française de l’électricité (UFE) vient de proposer une solution au Premier ministre Sébastien Lecornu, par l’intermédiaire d’un courrier : celle de baisser la fiscalité des énergies produites en France.

Pour organiser cette baisse de la fiscalité, l’UFE propose d’inscrire cette thématique aux travaux préparatoires à la loi des finances de 2027. En parallèle, l’association envisage l’organisation « d’assises de la fiscalité énergétique » avec l’objectif de trouver le bon compromis concernant cette baisse de taxe sur les énergies nucléaires, renouvelables et biogaz.

La fiscalité des énergies : un sujet brûlant à court et long terme

La proposition de l’UFE s’appuie notamment sur le fait que la fiscalité actuelle porte des incohérences avec par exemple le diesel qui est moins taxé que l’essence, ou le gaz qui est moins taxé que l’électricité. Toujours selon l’UFE, un consensus politique semble émerger sur le sujet, alors qu’il divisait il y a encore quelques années. On notera que les Républicains ont récemment publié une tribune dans le journal Le Monde pour la baisse du prix de l’électricité en France.

Néanmoins, le sujet est plus complexe qu’il n’y paraît. D’ailleurs, l’enjeu financier est colossal pour l’État, car la fiscalité énergétique française représente un total de presque 60 milliards d’euros chaque année, soit 2 % du PIB national. Sur ces 60 milliards d’euros, deux tiers proviennent des énergies fossiles et plus précisément du pétrole.

Une baisse de la fiscalité pourrait causer un trou dans le budget de l’État à court terme, mais également à long terme. D’ailleurs, selon le Conseil des prélèvements obligatoires (CPO), organisme lié à la Cour des comptes, les recettes d’accises devraient baisser de 30 milliards d’euros avec la sortie des énergies fossiles. L’électricité ayant un meilleur rendement que le pétrole, la quantité totale d’énergie nécessaire devrait tout simplement baisser, et les recettes fiscales associées aussi.

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L’électricien français vient de demander l’autorisation au gendarme du nucléaire de reporter certains des contrôles de la VC1, la première visite de contrôle d’envergure du nouveau réacteur de Flamanville, qui doit débuter le 26 septembre prochain. Pour améliorer son image, EDF ne veut plus entendre parler de retard, quitte à rogner provisoirement sur les activités de contrôle et de maintenance.

350 jours, pas un de plus. Voilà la durée prévue par EDF pour réaliser la VC1, première visite complète de l’EPR de Flamanville. Cette opération d’envergure a pour objectif de vérifier l’ensemble du fonctionnement du nouveau réacteur tricolore, un an après sa mise en service commerciale. Le programme de cette opération est colossal, puisqu’on compte, au total, 20 000 activités techniques à réaliser en un peu moins d’un an. Pour y arriver, ce sont près de 2500 salariés d’EDF qui sont mobilisés.

Il y a quelques mois, le directeur du réacteur n°3 se voulait rassurant sur la tenue des délais en indiquant que la VC1 était en pleine préparation, et que le calendrier était découpé par modules pour y parvenir. Néanmoins, alors que la date de déconnexion du réacteur approche, la confiance semble se déliter du côté d’EDF. L’électricien français aurait demandé à reporter certaines activités de contrôle des équipements sous pression, pour alléger la charge de travail. Si ce type de lissage se pratique déjà sur d’autres centrales, il témoigne tout de même de la situation dans la centrale de Flamanville.

Que va décider l’ASNR ?

Maintenant que la demande a été faite, c’est à l’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection de trancher. Malgré cette demande d’allègement, les opérations les plus emblématiques de cette VC1 seront maintenues. Parmi ces opérations, on peut citer le chargement du combustible, les tests hydrauliques du circuit primaire principal, mais également l’inspection de la cuve par téléopération.

Rappelons qu’EDF va profiter de cet arrêt longue durée pour remplacer le couvercle de la cuve du réacteur. Sujet majeur de sûreté nucléaire, le couvercle actuellement en place comporte des anomalies dans sa composition. Certaines zones du couvercle affichent une ségrégation positive de carbone qui diminue les marges mécaniques de l’acier. Découvert en 2015, ce problème a fait l’objet de nombreux échanges entre l’ASN et EDF. Finalement, en 2023, l’ASN a accepté que le couvercle de la cuve soit utilisé mais remplacé dès la première visite complète.

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Après une chute quasi continue de 90% pendant 10 ans, le prix des panneaux solaires connaît une hausse impressionnante, qui risque de ne pas s’atténuer tout de suite. Est-ce la fin de l’âge d’or photovoltaïque ? 

C’était attendu depuis le début de l’année, mais ça se confirme plus que jamais. En 2026, le prix des panneaux solaires explose littéralement. On parle d’une hausse de près de 30%, dont 20% à 27% d’augmentation rien que sur le premier trimestre 2026.

Cette augmentation tarifaire s’explique en très grande partie par l’état de santé de la filière photovoltaïque chinoise. Depuis 2011, la Chine a investi 50 milliards de dollars pour augmenter ses capacités de production de panneaux solaires. En parallèle, le pays a multiplié les subventions pour en améliorer la compétitivité. On peut dire que ça a marché, puisque le pays concentre aujourd’hui 80% des capacités mondiales de production. Néanmoins, la concurrence est telle que de nombreux fournisseurs vendent leurs produits à perte, ce qui a conduit à des pertes financières massives, de l’ordre de 5 milliards de dollars depuis début 2024.

Pour remonter la pente, le gouvernement chinois a décidé de stopper les subventions, comme le remboursement de la TVA à l’exportation, normalement affichée à 9% du prix total. Outre ces problèmes, des tensions sur l’approvisionnement de l’argent tendent également à augmenter le prix des panneaux.

La fin des panneaux solaires en toiture chez les particuliers ?

Pour autant, le marché du photovoltaïque se maintient à l’échelle du pays. Au premier trimestre, selon le média Eco infos, Enedis a enregistré 1418 MW de raccordement, contre 1407 lors du premier trimestre 2025. Mais la situation est plus compliquée pour le solaire résidentiel. Cette hausse des prix vient entacher la rentabilité des installations, déjà sérieusement impactées par les nombreuses mesures adoptées l’année dernière. En conséquence, pour les installations de 0 à 9 kWc, on est passé de 268 MW raccordés au 4ᵉ trimestre de l’année 2024 à seulement 155 MWc pour le 3ᵉ trimestre de 2025.

Si le recours à des batteries de stockage pourrait permettre d’augmenter le taux d’autoconsommation et donc d’utilisation des panneaux solaires, le prix de ces dernières devrait également augmenter durant les mois à venir, pour les mêmes raisons.

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L’électrification, oui. Mais sous certaines conditions ! Alors que RTE et le gouvernement travaillent à augmenter la puissance électrique disponible dans la zone industrielle de Fos-sur-Mer, une quinzaine d’associations critiquent l’impact de cette nouvelle ligne sur l’environnement. Principal problème : la traversée d’une zone naturelle protégée. 

En pleine promotion de l’électrification du pays, le Président de la République Emmanuel Macron vient d’apporter son soutien à un projet de taille, porté par RTE : une ligne à très haute tension de 65 km de long entre le Gard et les Bouches-du-Rhône.

Cette nouvelle ligne aérienne est censée permettre le développement de la zone industrialo-portuaire de Fos-Étang de Berre, près de Marseille. Selon les plus récentes informations, on compterait entre 17 et 20 milliards d’euros d’investissements dans la zone d’ici à 2030, pour environ 10 000 emplois directs créés. Pour encourager ces investissements et donner de la visibilité aux industriels, le renforcement du raccordement électrique de la zone est indispensable.

Pour cela, RTE a prévu une ligne de 65 km de long entre Jonquières-Saint-Vincent (30) et Fos-sur-Mer (13). Cette ligne de 400 kV sera composée de 180 pylônes d’une hauteur comprise entre 50 et 90 mètres de haut. RTE vient de déposer un dossier de demande de déclaration d’utilité publique (DUP) auprès de l’État pour accélérer la gestion des acquisitions foncières nécessaires au projet. L’État devrait donner sa réponse d’ici le troisième trimestre 2026 pour permettre une mise en service en 2029.

Un projet sous très-haute-tension

Sur le papier, ce nouveau projet d’électrification a tout pour plaire en favorisant l’électrification du pays et sa réindustrialisation. Sauf que son tracé est contesté par de nombreuses associations. En effet, il est prévu que la ligne traverse une partie de la réserve naturelle du parc de Camargue. De plus, les 180 pylônes auront un impact paysager non négligeable.

Pour se faire entendre, 15 associations, dont France Nature Environnement, la Ligue de protection des oiseaux ainsi que WWF France, ont cosigné une lettre adressée au gouvernement. Dans ce courrier, ils indiquent que les espaces naturels protégés « ne peuvent pas être des variables d’ajustement des politiques de souveraineté énergétique ». Les différents signataires ont également indiqué que la ligne fragmenterait des habitats naturels, et ont alerté sur les impacts cumulés d’autres projets prévus dans le même secteur : pipelines d’hydrogène, autoroute ou encore éoliennes offshore.

Faisant un pas vers RTE, les associations ont proposé un contre-projet incluant l’enfouissement d’une partie de la ligne. Pour l’heure, cette proposition est restée sans réponse.

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Et si l’avenir de l’éolien offshore s’écrivait en biais ? C’est ce qu’imagine TouchWind. La jeune startup vient de mettre à l’eau un prototype à taille réduite pour tester son idée. 

L’énergie éolienne donne souvent lieu à des prototypes originaux, pour ne pas dire farfelus. Si les projets de ce type sont peu nombreux à tenir sur la longueur, du côté de TouchWind, ça se précise.

Depuis notre dernier article sur le sujet, de l’eau a coulé sous les ponts, ou plutôt sous les flotteurs d’éolienne. TouchWind vient d’installer une éolienne flottante de taille réduite sur le lac Oostvoorne Meer, situé tout près de La Haye, aux Pays-Bas. Ce prototype, installé dans le cadre du projet POWER (POsitive Wake Effects of turbines with tilted Rotors pour les intimes), devrait permettre de mesurer les forces exercées sur des lignes d’ancrage réalisées en acier et en polyester. Ces dernières sont accrochées à des lests en béton posés au fond du lac, et équipés de récifs imprimés en 3D pour encourager la biodiversité du lac.

Avec sa technologie de rotor incliné, TouchWind espère toujours pouvoir limiter les contraintes mécaniques exercées sur les structures de ces éoliennes pour pouvoir en limiter le coût, mais également permettre leur fonctionnement, même dans des conditions climatiques extrêmes.

La fin du mât incliné

Dans le cadre de l’avancée du projet, on a d’ailleurs pu constater que le design a été simplifié par rapport au dessin initial. Les premières images de synthèse montraient des éoliennes dont même le mât était incliné. Avec ce dessin, les parcs offshore prenaient des allures de chorégraphie de Smooth Criminal.

Désormais, seul le rotor s’incline en fonction de la force du vent. Toujours dans le cadre du projet POWER, 9 prototypes de taille similaire vont être installés sur les rives du lac Oostvoorne pour pouvoir étudier l’effet de sillage.

Outre les éoliennes offshore, TouchWind envisage désormais de commercialiser des éoliennes terrestres mobiles sur le même principe, d’une puissance comprise entre 50 kW et 200 kW. La startup multiplie les démonstrateurs et les prototypes, mais pour l’heure, aucune information n’a été fournie sur la commercialisation de ces modèles.

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