Depuis le mois d’avril, c’est officiel : la France met le cap sur l’électrification pour atteindre ses objectifs de décarbonation. Pour parvenir à électrifier le secteur du bâtiment, un institut propose une série de mesures concrètes censées rendre accessibles les objectifs de la nouvelle Stratégie nationale bas carbone 3. 

Le gouvernement présentait en grandes pompes, le 23 avril dernier, son grand plan d’électriification du pays avec un objectif simple : accélérer la transition énergétique tout en réduisant sa dépendance aux énergies fossiles.

Parmi les challenges de cette électrification figure l’enjeu du secteur du bâtiment, et en particulier du chauffage. Aujourd’hui, le chauffage des bâtiments représente 55% de la consommation de gaz naturel en France, 77% de la consommation de bois et 8% de la consommation de produits pétroliers. L’État a bien mis en place des objectifs sur le sujet et des pistes d’électrification. Par exemple, aucun bâtiment neuf ne pourra consommer de gaz à l’horizon 2030 et les chauffages au gaz ne pourront pas être conservés avec les rénovations d’ampleur. Mais selon TerraWater, ce n’est pas suffisant. L’institut a mené une longue analyse autour de l’électrification des bâtiments en France, et propose 20 mesures pour rendre les objectifs de la SNBC3 atteignables.

Les chaudières gaz, colonne vertébrale du chauffage en France

Pour proposer un schéma d’électrification cohérent du secteur du bâtiment, TerraWater en a d’abord dressé le portrait actuel, avec notamment l’impact du chauffage sur la consommation énergétique française. En 2023, le chauffage représentait 359 TWh d’énergie, l’eau chaude sanitaire 62 TWh et la climatisation 24 TWh. La production de chaleur est encore largement carbonée malgré une part des chauffages électriques historiquement plus élevée en France que chez ses voisins européens.

De ce fait, la production de chaleur des bâtiments est assurée à 28% par les chaudières gaz, et à 11% par les chaudières au fioul et au GPL. La biomasse joue un rôle prépondérant avec 18% de part de production de chaleur.

Côté électrique, la combinaison des radiateurs électriques et des pompes à chaleur représente moins du tiers de la production totale (28%).

20 propositions pour électrifier les logements français

Les propositions faites par l’institut sont groupées sous 4 grandes thématiques.

La mobilisation de gisements d’électrification rapides

• 300 000 chaufferies à hybrider avec un appoint électrique,
• Décret tertiaire : introduire une incitation à l’électrification,
• Mettre fin au remplacement pièce-à-pièce des chaudières fossiles,
• Appliquer le modèle CEE « Coup de pouce aux Véhicules Particuliers Électriques » aux pompes à chaleur,
• Améliorer l’effet de levier et le coût de financement des aides à l’achat de PAC,
• Adapter le cadre légal pour faciliter l’installation de pompes à chaleur en toiture des immeubles collectifs.

En résumé, TerraWater propose d’abord de renforcer l’incitation au passage à la pompe à chaleur, tout en facilitant ce déploiement notamment dans les immeubles collectifs. L’idée est également de mettre fin aux situations d’urgence qui conduisent à un choix non réfléchi vers les énergies fossiles. Enfin, l’hybridation des chaufferies de moins de 15 ans permettrait de réduire l’impact environnemental des installations qui ont encore de nombreuses années de vie devant eux.

L’adoption d’une évaluation plus pertinente de la rénovation énergétique

• Conditionner le maintien de chaque dispositif de soutien public à un critère de suivi et de maîtrise des coûts d’abattement,
• DPE : Dissocier la réalisation du diagnostic et la génération de l’attestation,
• Définir la notion de « bâtiment à émissions nulles » en droit français ,
• Renforcer la transparence des gestionnaires de réseaux,
• Mise en place d’une comptabilité dédiée aux énergies renouvelables ambiantes.

Cet ensemble de mesures vise à faciliter le suivi de cette électrification. Le DPE est une nouvelle fois au coeur des enjeux mais avec ici une proposition particulièrement pertinente. La dissociation du diagnostic et de son attestation permettrait une mise à jour régulière du DPE d’un logement sans refaire systématiquement le diagnostic. Rappelons qu’il vient d’être mis à jour pour favoriser l’électricité.

L’évolution du marché des pompes à chaleur

• Renforcer la transparence sur les performances réelles et les fonctionnalités des PAC
• Créer un Rendu Standardisé de Faisabilité PAC, sur le principe du Rendu Standardisé d’Etude Thermique déjà existant
• Réformer l’usage des normes de dimensionnement des systèmes de chauffage et refroidissement
• Créer un « Challenge industriel » pour la filière française et européenne des pompes à chaleur
• Créer un AAP dédié aux technologies émergentes de pompes à chaleur

Sans surprise, TerraWater compte énormément sur les pompes à chaleur pour électrifier le chauffage. Néanmoins, l’institut souhaite renforcer la confiance des utilisateurs dans cette filière en gommant des défauts souvent mis en avant : manque de transparence sur les performances, durée de vie inférieure aux chaudières fossiles, contre performance de certains modèles et/ou défauts d’isolation acoustique. Cette évolution devrait passer par une filière française et européenne compétitive.

La responsabilisation des propriétaires et des collectivités locales

• Mettre les données de comptage des réseaux de distribution au service de l’électrification
• Mettre en place un registre des livraisons de fioul et gaz liquéfiés par point de livraison (par adresse)
• Renforcer les obligations de transparence des réseaux de chaleur sur leur facteur d’émission à l’horizon 2030, 2035, 2040
• Décliner les objectifs d’électrification par territoire / collectivité locale

Pour finir, TerraWater propose plusieurs mesures destinées à aider les propriétaires et collectivités locales à se positionner en faveur de l’électrification grâce à une meilleure connaissance de la distribution des énergies fossiles.

Avec ces mesures, TerraWater souligne l’importance d’accompagner les objectifs d’électrification par des solutions techniques établies, mais également un cadre légal qui facilite cette transition. Enfin, ce travail met en évidence l’idée que les utilisateurs doivent s’y retrouver d’un point de vue confiance, et d’un point de vue économique.

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Bien connues des passionnés d’Urbex, mais aussi d’Histoire, certaines centrales nucléaires européennes n’ont jamais vu passer le moindre combustible nucléaire, et n’ont jamais produit le moindre électron. Voici pourquoi. 

La plus célèbre de ces centrales arrêtées avant même d’avoir démarré est peut-être celle de Kalkar, dans l’ouest de l’Allemagne. Ce site témoigne d’une volonté commune de l’Allemagne, de la Belgique, des Pays-Bas et du Royaume-Uni d’apprivoiser la technologie des surgénérateurs. Le site devait donc accueillir un réacteur SNR-300 d’une puissance électrique de 327 MW. La construction de ce réacteur à neutrons rapides refroidi au sodium débute en 1973. Terminée en 1986, la centrale ne démarre pas et est abandonnée en 1991. En Autriche, on retrouve une situation similaire. Le pays veut se doter de sa première centrale nucléaire à Zentendorf. Commence alors la construction d’un réacteur à eau bouillante de 730 MWe en 1972. Mais le réacteur est finalement abandonné en 1978 avant même sa mise en service.

Plus au sud, en Espagne, la construction de la centrale nucléaire de Lemoiz est démarrée en 1972, mais finalement abandonnée en 1984. Pourtant, les deux réacteurs sont parfaitement opérationnels au moment de cette prise de décision. Enfin, en Italie, la construction de la centrale de Montalto di Castro est stoppée à plus de 70% d’achèvement en décembre 1987.

Mouvements écologiques et incidents nucléaires

Si on pourrait attribuer cette épidémie de centrales nucléaires abandonnées à l’incident de de Three Miles Island et à la catastrophe de Tchernobyl, on constate en réalité une vague de contestation qui traverse l’Europe un peu plus tôt, au milieu des années 70. Ainsi, la construction de la centrale de Kalkar est jalonnée de manifestations. On comptera même 40 000 manifestants dans les rues de Kalkar en 1977, avant que l’accident de Tchernobyl ne repousse indéfiniment son démarrage.

En Espagne, des manifestations spectaculaires ont lieu autour de la construction de la centrale de Lemoiz, non loin de Bilbao. En 1978, près de 150 000 personnes viennent faire opposition au chantier. À partir de 1979, les événements prennent une tournure tragique quand une manifestante est abattue par une policier, puis quand l’organisation ETA enlève et assassine l’ingénieur en chef de la centrale en 1981.

Rappelons que pendant cette période, des manifestants se réunissent en masse dans la petite commune bretonne de Plogoff pour s’opposer à la construction d’une nouvelle centrale nucléaire.

Du côté de l’Autriche et de l’Italie, les événements se déroulent de manière moins brutale. En Autriche, lors d’un référendum, le peuple autrichien s’oppose au démarrage de la centrale de Zentedorf, avant que le parlement ne vote une loi de non-utilisation de l’énergie nucléaire. En Italie, c’est également un référendum qui vient à bout de la centrale Montalto di Castro, presque au lendemain de la catastrophe de Tchernobyl. À l’époque l’Italie est pourtant la troisième puissance nucléaire mondiale. Ce référendum marquant la fin du nucléaire en Italie, le site accueille par la suite une centrale thermique de 3,6 GW de puissance, qui fera polémique pour ses coûts de fonctionnement astronomiques et ses émissions, avant d’être arrêtée en 2019.

Certains pays reviennent tout de même au nucléaire

Près de 50 ans après cette vague anti-nucléaire qui a secoué l’Europe, le paysage énergétique européen a beaucoup changé. Il est intéressant de noter que face à l’urgence climatique et aux enjeux de décarbonation, le nucléaire se positionne désormais du côté de l’écologie, malgré ses nombreuses problématiques notamment au niveau de la gestion des déchets.

De ce fait, plusieurs pays envisagent de nouveau de recourir au nucléaire. Par exemple, l’Italie travaille sur un projet de loi pour permettre un retour du nucléaire et envisage la construction de nouveaux réacteurs. Si l’Espagne s’était en partie détournée du nucléaire en envisageant de fermer toutes ses centrales, elle montre un nouvel intérêt sur le sujet avec la possible prolongation de ses réacteurs actuels. Enfin, si l’Allemagne est officiellement sortie du nucléaire, elle affiche une position moins opposée que par le passé.

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Pourquoi le solaire résidentiel stagne à 6% des maisons françaises ? Alors que nos voisins européens nous dépassent largement, Hello Watt publie une étude pour comprendre la raison : soutien public, maturité, révolution Energétique s’est plongé dans ce rapport.

Dans une étude publiée par Hello Watt, seulement 6 % des maisons individuelles françaises étaient équipées de panneaux photovoltaïques entre juillet 2025 et juin 2026. C’est ridicule devant les Pays-Bas (58 %), la Belgique (39 %) ou l’Allemagne (33 %). La méthode d’abord : Hello Watt a analysé 100 000 maisons individuelles. Le Nord-Est avance vite, notamment dû à leur proximité avec la Belgique et les Pays-Bas, deux marchés matures en la matière.

Les raisons ensuite. On pourrait naturellement penser à l’ensoleillement, mais les pays les plus avancés ne sont pas les plus ensoleillés. Cela n’explique donc pas les écarts constatés. Pour Sylvain Le Falher, cofondateur de Hello Watt, c’est plutôt un critère économique. Dans ces pays, « Le coût de l’électricité est plus élevé qu’en France » et donc mécaniquement l’autoconsommation est bien plus avantageuse même si le solaire est aujourd’hui rentable en France, précise-t-il, notamment avec la baisse des coûts.

Une politique moins volontariste que nos voisins

Depuis 2023, les prix des panneaux et des batteries ont été divisés par deux et sont plus rapidement rentabilisés. Les freins maintenant. Si le coût des équipements diminue, l’investissement initial reste élevé et il faut avoir les moyens. Hello Watt remarque que la France incite moins que d’autres pays. En France, les aides se limitent à une TVA réduite à 10 % ou 5,5 % selon les installations, et à une exonération d’impôt sur le revenu dans certains cas.

À l’inverse, les Pays-Bas proposent une TVA nulle et des prêts à taux préférentiels pour financer les travaux d’économie d’énergie. Alors la France pourrait-elle ouvrir l’éco-prêt à taux zéro au photovoltaïque résidentiel ? C’est en tout cas ce que plaide Hello Watt. Cela permettrait de réduire de 50 % les mensualités d’un foyer équipé de panneaux solaires et jusqu’à 60 % lorsqu’une batterie est ajoutée. Les panneaux solaires deviennent plus accessibles même pour les ménages modestes. La maturité du marché français sur le PV est moyennement bonne. « Nous partons de plus bas. Nous en sommes au début de la filière », se désole Sylvain Le Falher. Il n’y a pas de large politique volontariste sur le PV contrairement au développement depuis une décennie aux Pays-Bas ou en Belgique. Peut-être que la donne changera avec le grand plan d’électrification toujours attendu.

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La France a raccordé 7,3 GW de capacités renouvelables supplémentaires en 2025, pour 84,2 GW de puissance totale. Pourtant, les ENR marquent le pas par rapport aux années précédentes. Cette tendance, constatée par le Syndicat des énergies renouvelables, éloigne un peu plus la France des objectifs de la troisième Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE3). Dans ce contexte peu réjouissant, l’éolien offshore fait figure d’exception grâce aux raccordements réalisés en 2025, et à la publication de l’AO10. 

Le syndicat des énergies renouvelables, le SER, a publié le Panorama de l’électricité renouvelable en France pour faire le bilan des capacités installées. Le lobby des ENR, par la voix de son président Jules Nyssen très actif dans la sphère politique et dans sa communication, alarme sur le ralentissement du déploiement des ENR.

L’occasion, dans ce rapport de faire le bilan, ENR par ENR des capacités installées et des ajouts en 2025. L’éolien terrestre culmine à 23,87 GW installés fin 2025, avec +883 MW raccordés dans l’année. Le rythme est plus faible que l’année 2024, qui voyait +1,14 gigawatts (GW). L’éolien terrestre a produit +2,5 % sur un an et un facteur de charge de 21,4 %. Sa production électrique représente l’équivalent de 9,8 % de la consommation électrique métropolitaine en 2025 contre 9,7 % en 2024.

Les Hauts-de-France ont 6,59 GW d’éolien terrestre, devant le Grand Est et ses 5,17 GW, qui représentent la moitié de la production nationale.
Avec le rythme qui ralentit, la filière peine à rattraper son retard sur les ambitions de la PPE 3 qui prévoit 31 GW d’éolien terrestre en 2030. On en est donc à 77 % fin 2025. Les projets en développement représentent encore 13,5 GW.

Pied sur l’accélérateur pour l’éolien en mer

L’éolien en mer a le plus fortement progressé et atteint 1,92 GW (+415 MW en 2025), soit une augmentation de 27% en un an, et 5,7 TWh de production (+43,3% par rapport à 2024). Un facteur de charge plus élevé que l’éolien terrestre (38%) montre pourquoi la priorité lui est donnée dans le développement futur. La PPE 3 luis consacre 3,6 GW installés en 2030 et 15 GW en 2035.

30 GW de solaire et la dynamique s’accélère. En 2025, avec 5 941 MW raccordés contre 3 GW par an entre 2022 et 2023 et 5 GW en 2024, c’est la plus grande progression de ces dernières années. Mais la filière fait grise mine : les appels d’offres n’arrivent pas ou en faible volumes.

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C’est une première mondiale. À Gand, en Belgique, la société BeHydro vient de faire certifier un moteur fonctionnant exclusivement à l’hydrogène par la société de classification Lloyd’s Register. Cette annonce marque une étape importante vers la décarbonation du secteur maritime, responsable de 3% des émissions de CO2 de la planète.

C’est l’entreprise BeHydro qui est à l’origine de cette première mondiale. L’entreprise belge a été lancée en 2020 par les sociétés Anglo Belgian Corporation (ABC) et CMB.TECH, avec pour mission de mettre au point une motorisation hydrogène adaptée au secteur maritime. Pour atteindre cet objectif, l’entreprise a d’abord fait certifier un moteur bicarburant en 2023, aussi bien capable de fonctionner au gazole qu’à l’hydrogène. Ce moteur, qui permet de réduire largement la consommation d’énergies fossiles d’un navire, équipe déjà deux remorqueurs. Le premier, appelé Hydrotug 1, navigue dans les eaux du port Anvers-Bruges et embarque une réserve de 415 Kg d’hydrogène à son bord sous forme de bouteilles. Le deuxième, fabriqué au Japon, stocke 250 kg d’hydrogène dans des réservoirs haute pression, et équipé de deux moteurs V12 de 4400 chevaux.

Selon les versions, le nouveau moteur développé par BeHydro, cette fois 100% hydrogène, pourra afficher des puissances comprises entre 1200 et 3580 chevaux. Il se destine aux remorqueurs, bateaux-pilotes et autres navires de servitude. Il permettra ainsi aux ports de réduire leurs émissions de CO2 grâce à des bateaux fonctionnant avec 100% d’hydrogène.

Une solution encore imparfaite

En matière de propulsion, l’hydrogène est souvent utilisé sous forme d’une pile à hydrogène associée à des moteurs électriques. BeHydro a choisi une autre direction en concevant un moteur à combustion interne, qui fonctionne de la même manière qu’un moteur essence ou diesel. En revanche, ce moteur a été spécialement conçu pour prendre en compte les particularités de l’hydrogène, à savoir une très grande plage d’inflammabilité, une tendance à chauffer rapidement ou encore des risques de pré-allumage.

Pour l’heure, la propulsion hydrogène n’est pas adaptée à des navires de plus grande taille ou de plus grande autonomie, car le stockage de l’hydrogène reste un défi à surmonter. Dans des conditions atmosphériques normales, l’hydrogène affiche un très petite masse volumique, ce qui le rend difficile à stocker et transporter. Pour résoudre ce problème, il existe trois solutions : le refroidir à -254°C pour le liquéfier, le comprimer à plus de 350 bar, ou le stocker sous forme d’ammoniac. Ces trois pistes sont étudiées, mais soulèvent de nombreux défis techniques.

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Une trentaine de recommandations élaborées sur mission du gouvernement, Raphaël Schellenberger a livré le fruit de mois de travail pour faire décoller la consommation d’électricité et tenter de se passer progressivement des énergies fossiles.

Le réseau électrique doit-il servir en priorité les usines plutôt que les datacenters ? C’est une des questions que s’est posées le député de droite mais non inscrit Raphaël Schellenberger, dans son rapport remis au Premier ministre. Vingt-neuf recommandations pour accélérer l’électrification de l’industrie française que nous avons décortiquées.

Il part d’un constat qui justifie qu’aujourd’hui, l’électrification stagne à 37 % dans l’industrie : les technologies existent mais les investissements n’arrivent pas. Tout ce qui a besoin de chaleur est toujours d’origine fossile : sur 210 térawattheures (TWh) consommés en 2021, seulement 15,3 TWh étaient électriques. Pourtant, la moitié des fossiles utilisés dans les procédés qui nécessitent beaucoup de chaleur pourraient être remplacés par de l’électricité avec des technologies qui sont déjà sur le marché.

Pour les secteurs de l’agroalimentaire, la chimie, le papier ou le textile, il propose de créer un fonds de garantie, porté par Bpifrance, et de faciliter le tiers-financement des investissements (où le financeur est aussi l’opérateur et l’industriel achète, par exemple, la vapeur). Il souhaite aussi revoir les aides publiques pour privilégier l’électrification, adapter les taux réduits d’accise lorsque seul un procédé est électrifié et accompagner, avec les chambres de commerce, 10 000 PME au plus vite.

Équilibrer production d’électricité et électrification à venir

D’autres recommandations portent sur le raccordement. Trente gigawatts (GW) sont actuellement demandés à RTE (trois fois la puissance de l’industrie). Les demandes d’études exploratoires ont elles aussi explosé : 260 en 2019 à plus de 5 300 en 2025.

Comme la file d’attente de batteries, la saturation est plutôt administrative que physique. Des projets ont réservé de la capacité, mais ne sont pas matures pour autant (il pense à l’hydrogène et aux data centers). Le député se prononce donc en faveur d’une réflexion déjà entamée en dehors de ses travaux, qui est le « premier prêt, premier servi » et non plus le premier arrivé. Les projets d’électrification d’usines existantes devraient être prioritaires, dit-il, avec les travaux de raccordement les plus courts.

Toujours sur le réseau, il veut remplacer les Schémas régionaux de raccordement des énergies renouvelables (S3REnR) par des Schémas régionaux de raccordement aux réseaux (S3R), qui prendraient en compte non seulement les nouvelles productions d’électricité mais aussi les futurs besoins de consommation. Les saturations pourraient bouger et un territoire saturé en injection (trop d’énergies renouvelables localement) pourrait accueillir des programmes d’électrification et, au contraire, d’autres territoires qui attendent l’électrification pourraient voir des ENR raccordées à proximité.

Enfin, il dresse une hiérarchie des usages de l’électricité, comme il y a par exemple sur la ressource bois, eau… D’abord, les industries extractives, manufacturières et de transformation avant les services numériques. Dans son viseur : les data centers.

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Le 1ᵉʳ aout marque la traditionnelle révision de mi-année du tarif réglementé de vente de l’électricité (TRV). Cette fois, l’État a décidé d’une hausse de 2,5 % en moyenne du prix du kilowattheure. La faute à une taxe destinée au financement des réseaux électriques, qui augmente. Mais qu’est-ce que cela représente sur votre facture ?

Que votre contrat soit au tarif réglementé ou pas, votre facture d’électricité va connaître une légère majoration à partir du 1ᵉʳ aout. Cette évolution peut sembler étonnante dans un contexte où le prix brut de l’électron reste relativement stable. En réalité, la responsable de cette hausse est une taxe : le tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE), qui augmente.

Pourquoi le TURPE augmente ?

Représentant près d’un tiers du montant total d’une facture d’électricité, le TURPE s’applique aussi bien à l’abonnement qu’au prix du kilowattheure, avec des montants qui varient selon le type de contrat et la période de l’année. Cette hausse vise à compenser une baisse des recettes d’Enedis et de RTE, ainsi qu’une augmentation des coûts liés à la congestion des réseaux, selon les explications fournies par la Commission de régulation de l’énergie (CRE).

Cette taxe concerne l’ensemble des contrats de fourniture d’électricité, qu’il s’agisse du tarif bleu d’EDF ou des offres de marché, quel que soit le fournisseur choisi. Même les offres à prix fixe garanti sur plusieurs années n’y échappent pas. Rassurez-vous toutefois : cette révision du 1ᵉʳ aout ne devrait pas bouleverser vos dépenses énergétiques, même pour un logement tout-électrique équipé d’une ou plusieurs bornes de recharge pour véhicule.

Voici les nouveaux prix du kilowattheure et des abonnements :

Tarif réglementé au 1ᵉʳ aout 2026 : les nouveaux tarifs du kilowattheure

Environ un centime de plus par kilowattheure pour le tarif réglementé

Pour les 60 % d’abonnés français qui bénéficient du tarif réglementé (lequel sert par ailleurs de référence sur le marché) l’augmentation devrait tourner autour d’un centime supplémentaire par kilowattheure. Deux autres changements accompagnent cette révision tarifaire :

➡️ L’option heures pleines/heures creuses devient accessible dès le palier de puissance 3 kVA, alors que seule l’option base y était auparavant proposée.
➡️ Concernant l’option Tempo, les puissances 24 et 30 kVA, jusqu’ici facturées au même tarif d’abonnement, sont désormais différenciées.

À l’exception des heures de pointe mobile de l’option EJP, qui ne peut plus être souscrite, la hausse la plus marquée concerne les heures pleines de l’option heures pleines/heures creuses. Le kilowattheure gagne un peu plus d’un centime en heures pleines, mais reste pratiquement identique durant les heures creuses.

La hausse est assez peu significative, puisqu’elle ne représente que 37 € sur une année pour un logement énergivore, consommant 10 000 kWh dont 60 % en heures creuses. Elle est même imperceptible pour les petits foyers : un appartement consommant 1 000 kWh chaque année en option base ne verra sa facture augmenter que de 6,10 €.

Tarif réglementé au 1ᵉʳ août 2026 : les nouveaux prix de l’abonnement

Des abonnements en légère hausse

Concernant la part fixe de la facture, indépendante de la consommation, l’augmentation reste modeste. Pour une puissance souscrite de 12 kVA en option base ou heures pleines/heures creuses, l’abonnement mensuel progresse de 44 centimes, soit 5,28 € supplémentaires sur une année. Un montant qui reste raisonnable au regard des besoins d’entretien et de développement des réseaux électriques.

Seuls les foyers ayant souscrit une puissance très élevée verront leur facture grimper de plus d’un euro par mois. C’est le cas notamment des contrats en 36 kVA sous option Tempo, qui devront s’acquitter de 16,08 € supplémentaires chaque année.

Les offres de marché restent plus avantageuses

Le tarif réglementé conserve ses adeptes, séduits par la sécurité et la lisibilité qu’il procure, et parfois simplement par réticence à changer de fournisseur. Pourtant, les offres de marché affichent aujourd’hui des tarifs nettement plus compétitifs. Ainsi, pour un foyer consommant 10 000 kWh par an avec un compteur de 12 kVA, le comparateur du Médiateur de l’énergie place en tête l’offre du fournisseur alternatif Primeo Energie.

Le tarif réglementé, lui, ne se classe qu’en sixième position — et encore, il s’agit de l’option Tempo, qui exige une réduction significative de la consommation pendant 22 jours d’hiver en heures pleines. L’écart de prix annuel entre l’offre la plus économique et le tarif réglementé atteint tout de même 100 €.

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Les trois projets HydroZère (Engie Solutions H2), eM-Rhône (Elyse Energy) et FertHySomme (FertigHy) percevront 778 millions d’euros pour concevoir leurs électrolyseurs et produire de l’hydrogène décarboné.

Près de six ans après l’annonce de la stratégie nationale hydrogène, le gouvernement vient de désigner les premiers bénéficiaires du mécanisme de soutien à la production d’hydrogène décarboné par électrolyse. Les projets HydroZère (Engie Solutions H2), eM-Rhône (Elyse Energy) et FertHySomme (FertigHy) se partageront 778 millions d’euros d’aides sur quinze ans, a annoncé le ministère de l’Économie dans un communiqué de presse. Ils représentent 161,4 mégawatts (MW) de capacités d’électrolyse.

En Lozère, HydroZère concevra un électrolyseur de 5 MW sur le site d’ArcelorMittal de Saint-Chély-d’Apcher pour remplacer l’H2 produit par vaporeformage du méthane et alimenter les fours de recuit de l’aciériste. À Salaise-sur-Rhône, en Isère, eM-Rhône est soutenu sur 61,1 MW de son électrolyseur de 210 MW. Cette partie du projet produira environ 50 000 tonnes par an de méthanol bas-carbone pour l’industrie chimique. Ces volumes ne s’adressent pas aux carburants de synthèse pour le transport maritime ou aérien.

Le troisième, FertHySomme (FertigHy) voit sa capacité soutenue à hauteur de 95,3 MW des 200 MW d’électrolyseurs. Elle est destinée à alimenter une nouvelle usine d’engrais azotés bas carbone dans la Somme.

Une stratégie hydrogène qui a mis du temps à être définie

Le dispositif ne date pas d’hier (2020) mais a réellement été lancé fin 2024. Tout est souvent long à se décider dans l’hydrogène, et c’est maintenant que l’État aide à compenser l’écart de coût entre l’hydrogène produit par électrolyse et celui issu du gaz naturel fossile. Nous écrivions sur le soutien démesuré par rapport à ses effets et les critiques de la Cour des comptes sur l’ancienne trajectoire H2 qui visait les voitures. Désormais, la stratégie est recentrée et l’avenir nous dira si ces électrolyseurs peuvent être économiquement viables.

Sur les dix projets présélectionnés lors de la phase de dialogue concurrentiel, seuls six ont finalement déposé une offre et trois ont été retenus. Le gouvernement n’a pas dévoilé le nom des candidats recalés mais c’est vrai qu’il manque GravitHy. Le soutien de son projet de production de fer préréduit à Fos-sur-Mer alimenté par un électrolyseur de 720 MW ne pouvait pas cumuler cette aide avec le mécanisme de compensation des coûts indirects du carbone destiné aux industries électro-intensives. L’entreprise a déposé, le 23 juillet (lendemain de l’AO), ses demandes de permis de construire et d’autorisation environnementale en espérant être sélectionnée lors d’un deuxième tour.

D’autres comme Verso Energy, Lhyfe ou H2V n’avaient pas candidaté, car les usages destinés à l’export ou aux transports étaient exclus de cette première tranche.

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C’est une excellente nouvelle pour la filière française de l’éolien offshore. BW Ideol et NGE viennent d’annoncer un partenariat pour construire une usine à fondation flottante sur le site dédié de Fos-sur-Mer. L’installation doit être mise en service d’ici 2030. 

Les ports français continuent de s’organiser pour soutenir le développement de l’éolien offshore au large des côtes françaises et même au-delà. Du côté de Port-la-Nouvelle ou de Brest, les aménagements prévus devraient permettre l’assemblage d’éoliennes offshore. À Fos-sur-Mer, la plateforme industrielle DEOS sera principalement dédiée à la fabrication de flotteurs.

D’ailleurs, BW Ideol et NGE envisagent un investissement de 200 millions d’euros pour la construction d’une usine de flotteurs en béton, d’une superficie de 30 hectares pour 400 mètres linéaires de longueur de quai. Cette usine devrait permettre la construction de 30 fondations flottantes par an, soit l’équivalent de 500 MW. Au total, 1300 emplois devraient être créés pour l’occasion.

Il n’est pas impossible que d’autres projets de construction de fondations d’éoliennes émergent sur la plateforme de 120 hectares de Fos-sur-Mer. Si l’ensemble devait d’abord accueillir toutes les étapes de construction et d’assemblage d’éoliennes flottantes, la proximité de la base aérienne 125 d’Istres limite la hauteur des structures sur le site à 190 mètres. On retrouvera donc principalement des infrastructures dédiées aux fondations flottantes d’éoliennes.

La technologie Damping Pool

Cette nouvelle usine, répondant au nom de Fos3F, permettra la construction de flotteurs de type Damping Pool déjà déployés en France par BW Ideol. C’est cette technologie de flotteur qui équipe Floatgen, la toute première éolienne flottante française située au large du Croisic. Une deuxième unité avait été déployée en 2018 dans la mer du Japon. Ces deux éoliennes, toujours en fonctionnement, affichent une puissance respective de 2 MW et 3 MW.

Ce type de flotteur, construit en acier ou en béton, prend la forme d’un carré avec un puits central. Quand de la houle met le flotteur en mouvement, l’eau située dans le puits se met également en mouvement, mais avec un décalage. C’est ce mouvement d’eau en décalage avec le roulis et le tangage du flotteur qui en réduit les oscillations.

Grâce aux données récupérées avec les deux premiers prototypes, cette technologie a plus récemment été déployée sur le parc EOLMED au large de Port-La-Nouvelle. Ce parc, composé de 3 éoliennes de 10 MW, génère de l’électricité depuis avril dernier.

L’article Cette usine près de Marseille produira 30 flotteurs d’éoliennes chaque année est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

La Commission de régulation de l’énergie estime que les charges de service public de l’énergie (CSPE) bondiront de 15 % en 2027. Elles augmentent année après année depuis la fin de la crise des prix.

La facture du soutien de l’État aux énergies renouvelables (ENR) continue sa hausse. Dans une délibération publiée le 20 juillet par la Commission de régulation de l’énergie (CRE), les prévisions des charges de service public de l’énergie (CSPE) pour 2026 s’élèvent à 12,3 milliards d’euros, et, dès 2027, ces charges devraient atteindre 14,2 milliards d’euros, soit +1,9 milliard (+15,4 %) en un an.

Certes, les charges avaient été moins élevées qu’anticipé lors du même exercice, il y a un an, en 2026. L’anticipé (6,79 milliards) est plus élevé que le corrigé (6,24 milliards), notamment grâce à la diminution des primes versées aux installations photovoltaïques sous les arrêtés tarifaires S17 et S21.

Le soutien au biométhane moins coûteux grâce aux prix élevés du gaz

Le soutien au biométhane coûte lui aussi moins cher qu’anticipé. La hausse des prix du gaz augmente en effet les revenus tirés de la vente du biométhane sur les marchés, réduisant mécaniquement la compensation versée par l’État. Le soutien aux ENR est un contrat pour différence : un tarif cible est garanti, la production est vendue sur le marché et l’État vient combler ou récupérer la différence entre le tarif cible et le prix de marché si le prix est inférieur ou supérieur respectivement. Il ne coûtera finalement pas 1,74 mais 1,57 milliard d’euros.

Malgré ces provisions plus élevées et corrigées, les CSPE sont en augmentation régulière, particulièrement avec la hausse des renouvelables soutenus et déployés.

Limiter les heures à prix négatifs pour économiser

Et le rythme est plutôt à une augmentation de la CSPE même si le mode de rémunération et son montant essaient de les faire baisser. C’est parce que les volumes ENR augmentent. En 2025 : 75 térawattheures (TWh) sous appel d’offres ou obligation d’achat, 89 TWh en 2026 et 98,7 TWh en 2027. En deux ans, 24 TWh supplémentaires seraient soutenus par l’État.

Le biométhane se met, lui aussi, à augmenter ses charges. +263 millions d’euros en 2027 avec des prix du gaz en baisse et des volumes de biométhane en hausse. Des économies de CSPE pourraient venir, selon la CRE, des épisodes de prix négatifs à moins compenser. Obliger d’arrêter leur production lorsque les prix de marché sont négatifs permettrait d’économiser 100 millions d’euros par an. Comme les 26 avril et 1ᵉʳ mai 2026 où les prix spot ont atteint -500 €/MWh sur certaines heures et où l’État aurait perdu 40 millions d’euros.

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Dans une boîte à outils publiée le 17 juillet, la Commission européenne expose ses conseils aux États membres pour que les énergies renouvelables soient mieux acceptées localement.

Accélérer le déploiement des ENR n’est pas qu’une histoire de réseau, de politique industrielle, de technologie et de volonté. La Commission constate de plus en plus un autre phénomène, à mesure que le déploiement s’accélère : l’acceptabilité locale. Comme en témoigne le gigantesque appel d’offre 10 (AO 10) français, qui prévoit l’installation de cinq gigawatts (GW) d’éoliennes sur terre et cinq autres gigawatts d’éoliennes en mer. Comment convaincre et faire adhérer les citoyens qui auront une éolienne ou des panneaux solaires dans leur champ de vision ?

Pour répondre à cette question qui relève uniquement de l’humain, Bruxelles a publié une boîte à outils recensant les bonnes pratiques déjà mises en œuvre dans plusieurs pays européens et qui ont fonctionné. Présentée dans le paquet réseaux, elle recommande d’inclure dès le début les citoyens. Informer ne suffit plus. Il faut que les populations tirent directement un bénéfice de ces installations.

Redistribuer une partie des revenus aux riverains

Alors, comment partager la valeur ? En incitant les habitants à intégrer le capital des projets via des modèles coopératifs ou du financement participatif, par exemple. Une autre possibilité est de reverser une partie des revenus des parcs aux territoires, par exemple à travers des fonds locaux finançant des équipements publics ou des projets environnementaux (c’est déjà le cas en France) ou encore la réduction de facture pour les riverains du parc.

Aussi, au travers des communautés énergétiques. Elles permettent de devenir acteur de la production renouvelable et de partager les bénéfices économiques (ainsi que les contraintes de consommation). Au Danemark, les propriétaires peuvent être indemnisés lorsqu’un projet d’énergie baisse la valeur de leur logement de plus de 1 % de la valeur immobilière. Les Danois peuvent aussi intégrer le capital des projets.

Mieux associer les citoyens aux décisions

Les compensations financières, c’est bien, mais Bruxelles estime qu’il faut revoir les procédures de concertation. Les habitants sont souvent consultés trop tard, une fois les choix déjà arrêtés (c’est plus vraiment de la concertation…). Il faut plus échanger, plus tôt, avec des réunions publiques, des plateformes d’information et, lorsqu’il y a besoin, appeler des médiateurs indépendants pour faciliter le dialogue entre développeurs, collectivités et riverains.

Les recommandations de la Commission restent évidemment non contraignantes pour les États membres. C’est bien une boîte à outils dont, notamment en France, certaines mesures sont déjà implémentées.

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13 km de galeries, 450 forages, 15 milliards de dollars engloutis mais pas un gramme de déchet radioactif stocké. Voilà le triste bilan du centre américain de stockage des déchets radioactifs en couche géologique. Arrêté après presque 30 ans de développement, ce projet illustre la difficulté de mener à bien une solution de gestion des déchets radioactifs à long terme. 

Si on ne cesse de trouver de nouvelles méthodes de production d’énergie à partir de la fission nucléaire, la gestion des déchets qui en résulte reste un immense casse-tête. En France, le projet Cigéo suit son cours, et devrait permettre le stockage des déchets de haute activité et à longue vie. Mais aux États-Unis, la situation est au point mort depuis 2010, lorsque l’administration américaine a retiré la demande de licence du Cigéo américain, situé en plein cœur du Nevada.

Pourtant, tout avait bien commencé. En 1982, les États-Unis votent le Nuclear Waste Policy Act, un texte de loi qui impose de trouver un site destiné à enterrer définitivement les déchets les plus radioactifs des centrales civiles et des programmes militaires américains. Au départ, 9 sites sont en lice pour accueillir ce projet. En 1987, c’est finalement la Yucca Mountain qui est choisie comme site de dépôt national permanent de déchets nucléaires. Les principales raisons de ce choix sont liées à l’éloignement du site des grandes villes, au climat particulièrement rude et à la géologie du site jugée stable.

Opposition des autochtones et élus locaux

Située dans le désert des Mojaves, Yucca Mountain a été formée par les roches éjectées d’un volcan désormais éteint. De ce fait, elle est constituée d’un tuf volcanique considéré comme dense et peu poreux. Le projet prévoit le stockage des fûts de déchets à 280 m sous le sommet de la montagne. Officiellement, 15 milliards de dollars sont dépensés pour développer ce dépôt, donnant lieu à la création de 13 km de galeries et à la réalisation de 450 forages. Le développement du projet aboutit à une demande de licence auprès de la Nuclear Regulatory Commission (NRC) en 2008.

En parallèle, le projet subit d’importantes critiques, en particulier des élus locaux et de communautés autochtones. Le transit de plusieurs convois ferroviaires nucléaires par jour pendant plusieurs dizaines d’années fait partie des principales sources d’inquiétudes. Ce n’est pas tout : le projet divise même au sein de la NRC pour des raisons économiques et de calendrier. Finalement, ces nombreuses tensions ont raison du projet, qui est gelé par l’administration Obama en 2010, puis complètement arrêté par la NRC en 2011.

Les éternels sites de stockage provisoires

Il semble que les États-Unis se dirigent désormais vers une solution décentralisée, avec des sites de recherche et développement dédiés au cycle de vie du nucléaire. Néanmoins, la situation reste problématique car les déchets radioactifs s’accumulent dans des centres de stockage provisoires proches de la saturation. Les déchets sont même stockés sur des sites arrêtés ou en cours de démantèlement. C’est le cas de la centrale californienne de San Onofre. Arrêtée en 2012, et soumise à un fort risque sismique, elle abrite 536 tonnes de déchets radioactifs.

La situation américaine n’est pas unique, et témoigne parfaitement des difficultés associées à la gestion des déchets radioactifs. Au-delà des défis techniques et technologiques, le maintien d’un projet coûteux mais pas lucratif sur le temps long constitue peut-être le plus gros défi. Il faut, en effet, pouvoir garder un cap défini durant plusieurs dizaines d’années malgré les changements politiques et les coupes budgétaires.

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Les consommations très élevées en carburant des bateaux de plaisance sont peut-être de l’histoire ancienne. Une entreprise française est parvenue à concevoir un catamaran 100% électrique, qui ne rejette donc pas de CO₂ à l’utilisation. Son secret ? Un toit couvert de panneaux solaires. 

Le secteur des transports et loisirs maritimes fait partie des challenges les plus difficiles à résoudre de la transition énergétique. Et si des solutions commencent à émerger pour le transport maritime à grande échelle, il existe encore très peu d’initiatives pour rendre les navires de plaisance plus propres. C’est à ce défi qu’a décidé de s’atteler Millikan Boats. L’entreprise, née en Normandie en 2022, travaille à réinventer l’expérience de la navigation en la rendant silencieuse et décarbonée.

Les quatre dernières années de recherche ont abouti à la présentation du Millikan M9, puis il y a quelques mois, du M10. Il s’agit d’un catamaran électrosolaire de presque 10 mètres de long, qui n’embarque aucun moteur thermique. D’un point de vue conception, le navire est d’abord ultra-léger puisqu’il affiche 3,5 tonnes sur la balance en ordre de marche. À titre de comparaison, le Aventura 10 Power, rare catamaran à moteur de la même catégorie (10 mètres), pèse 6,4 tonnes. Ce poids plume est rendu possible par sa conception et par l’utilisation de matériaux connus pour leur légèreté aussi bien pour la structure que pour l’aménagement, avec l’aluminium pour la structure du toit ou le liège pour le parement des meubles des cabines.

Une centrale solaire de 6 kWc sur le toit

C’est d’ailleurs sur ce toit qu’est cachée toute la particularité de ce catamaran. Il est, en effet, couvert de panneaux photovoltaïques pour permettre un chargement presque permanent des batteries. Même certaines parois latérales équipées de panneaux solaires peuvent être relevées à l’horizontal, portant la puissance totale à 6 kWc. Côté batterie, le bateau est doté de 41 kWh de capacité, qui peuvent être augmentés à 61,5 kWh.

Cette association panneaux/batteries confère au bateau une autonomie de 100 miles nautiques (185 km) à une vitesse de croisière de 8 nœuds (14,8 km/h). À seulement 5 nœuds, lorsque la météo le permet, le catamaran possède même virtuellement une autonomie illimitée puisque les panneaux produisent plus que la puissance demandée par les moteurs.

Le transport maritime : un secteur extrêmement difficile à décarboner

Il faut reconnaître qu’avec ces 8 nœuds de vitesse de croisière, le Millikan M10 n’est pas une référence en termes de performance. Cela représente une vitesse normalement réservée aux voiliers, tandis que les bateaux à moteur dépassent souvent allègrement les 20 nœuds. Néanmoins, le résultat énergétique reste très impressionnant, car dans le monde du bateau de plaisance, les consommations sont souvent spectaculaires.

Pour avoir un ordre de grandeur, on considère souvent qu’un moteur de bateau essence consomme, en litre par heure, ⅓ de sa puissance. Un bateau de 300 chevaux va donc consommer aux alentours de 100 litres par heure (!). Pour les motorisations diesel, on parle d’un cinquième de la puissance.

En l’état, il est donc quasiment impossible de rivaliser avec l’essence ou le diesel sans se retrouver avec une autonomie quasi nulle. Pour l’heure, les solutions de décarbonation sont principalement réservées à la vie à bord avec la mise en place de panneaux solaires, en particulier sur les voiliers. Il existe également des solutions d’hydrogénération qui ont l’avantage de fonctionner peu importe la météo, mais qui ont l’inconvénient d’avoir un impact négatif direct sur la vitesse du navire.

Mais avec ce M10, les chantiers Millikan de Caen ouvrent la voie à une nouvelle catégorie de bateaux qui rendent possible d’associer environnement et plaisance.

L’article Ce catamaran électrique est autonome en énergie grâce au soleil est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Par bien des aspects, l’architecture des turbines à axe horizontal parait peu adaptée à un déploiement offshore à cause des contraintes imposées aux flotteurs. Faute de mieux, c’est pourtant cette technologie que l’on retrouve installée un peu partout dans le monde, à l’image des trois projets français déployés en Méditerranée. Au Japon, un consortium industriel est parti d’une feuille blanche pour réinventer l’éolien en mer, en espérant en faire baisser le coût. 

Dans la baie d’Iki, à l’ouest du Japon, on peut désormais observer une éolienne flottante qui ne ressemble en rien aux turbines actuelles. Il s’agit d’un prototype d’éolienne à axe vertical, d’une puissance de 20 kW pour un diamètre de turbine de 9,3 m. Développé par un consortium industriel japonais, appelé FAWT (Floating Axis Wind Turbine), il doit valider la faisabilité technique d’une telle architecture avant de passer à un prototype plus imposant.

Techniquement, cette éolienne se compose d’un flotteur cylindrique qui tourne simultanément au rotor vertical. L’ensemble est légèrement incliné, de l’ordre de 20° en fonction de la vitesse du vent, pour améliorer la production. Ce dessin a pour principal avantage d’abaisser le centre de gravité de la structure émergée. Les contraintes mécaniques exercées sur le flotteur étant moins importantes, ce dernier peut être réduit, ce qui le rend moins onéreux.

Redéfinir les éoliennes selon les contraintes de la mer

Avec ce projet d’éolienne verticale, le consortium japonais veut revisiter le concept d’éolienne offshore pour ne pas le réduire à une extension des éoliennes terrestres. Ici, l’éolienne est redéfinie en fonction des contraintes que l’on retrouve au large. C’est d’autant plus important pour le Japon que le pays est en retard sur le déploiement de capacités de production d’énergie renouvelable. Néanmoins, il a le désavantage de n’avoir que très peu de zones côtières peu profondes. Ce projet vise donc à accélérer le déploiement de l’éolien offshore, tout en favorisant la création d’une filière industrielle nationale.

Cette fois, c’est la bonne ?

Reste à savoir si ce projet dépassera réellement le stade du prototype. Sur le papier, le principe de l’éolienne à axe vertical multiplie les avantages. De nombreuses startups ont eu l’ambition de révolutionner l’éolien offshore avec des turbines à axe vertical, mais pour le moment, aucune n’a atteint le stade de la commercialisation. C’est vrai pour World Wide Wind, SeaTwirl ou encore Nenuphar.

L’article Cette turbine à axe vertical veut révolutionner l’éolien en mer est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

L’usine Melox d’Orano va avoir de la concurrence. La startup Newcleo travaille à la construction d’une usine de production de MOX pour alimenter ses futures SMR. Après avoir trouvé un terrain à proximité de la centrale de Nogent-sur-Seine, l’entreprise vient de recevoir un avis favorable de la part de l’ASNR. Objectif de mise en service : 2030. 

La startup franco-italienne Newcleo continue son développement sur le territoire français. Il y a quelques mois, elle annonçait notamment le lancement du débat public pour la construction du LFR-AS-30, un réacteur à neutrons rapides refroidi au plomb de 30 MWe. Situé près de la centrale de Chinon, ce réacteur aura la particularité d’utiliser du MOX, un combustible nucléaire constitué de matières radioactives recyclées.

Dans la continuité de ses réacteurs à neutrons rapides, la startup ambitionne désormais de construire une usine de production de MOX en France, et elle vient de trouver le terrain qui l’accueillera. La future usine sera située à Pont-sur-Seine, dans l’Aube, à une dizaine de kilomètres à l’est de la centrale nucléaire de Nogent-sur-Seine et de ses deux réacteurs de 1300 MWe. Le projet, estimé à 1,8 milliard d’euros, devrait engendrer la création de plus de 800 emplois à moyen terme et même 1700 emplois sur le long terme. Newcleo espère la mise en service d’une première ligne de production d’ici 2030. Deux lignes supplémentaires pourraient ensuite être mises en service d’ici 2040.

D’ailleurs, le développement de l’usine est en bonne voie puisque l’ASNR vient de donner son avis sur le projet, et a indiqué que « les dispositions relatives à la démonstration de sûreté que retient Newcleo au stade d’options de sûreté sont satisfaisantes ».

Newcleo veut conquérir l’Amérique

Au total, ce sont donc 3 milliards d’euros que la startup compte investir en France avec cette usine de production de MOX, son prototype de réacteur ainsi que son centre de R&D et de formation, situé à Chusclan près de Marcoule.

L’ambition de l’entreprise dépasse même les frontières européennes. Il y a quelques mois, une procédure a été engagée auprès de la Nuclear Regulatory Commission (NRC) pour faire homologuer à la fois son réacteur refroidi au plomb, mais aussi son usine de production de MOX. En se tournant vers les États-Unis, Newcleo espère trouver de nouveaux investisseurs pour accélérer son développement. Pour réussir cette incursion en terre américaine, l’entreprise s’est associée à Oklo, une startup californienne pendant un temps présidée par Sam Altman.

L’article Mini réacteur nucléaire français : Newcleo obtient un feu vert pour son usine de MOX est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Après l’explosion d’un transformateur en Bretagne fin juin en pleine canicule, les salariés de RTE ont choisi d’exercer leur droit d’alerte.

Le 23 juin dernier, un rare incident s’est produit en Bretagne : deux transformateurs condensateurs de tension (TCT) ont explosé dans un poste électrique de 225 000 volts à Ergué-Gabéric près de Quimper. Aucune victime mais tout de même 119 000 foyers qui se sont retrouvés privés d’électricité.

Quelques jours plus tard, les représentants du personnel de RTE Maintenance ont décidé de pousser un coup de gueule et d’alerter sur un « danger grave et imminent ». Ils demandent à mieux tracer les incidents survenus pendant les deux canicules, cartographier les équipements sensibles à la chaleur et à réévaluer les mesures de sécurité autour des installations à risque. « Nous voulons mettre l’employeur face à ses responsabilités », expliquent les représentants syndicaux devant la « fragilisation globale des conditions de sûreté d’exploitation ».

Des équipements vieillissants, mais un plan en préparation

Alors qu’est-ce qu’un TCT ? Ce sont des transformateurs condensateurs de tension. Ils mesurent la tension sur les lignes électriques et la surveillent. Leur isolation repose sur de l’huile et du papier qui se dégradent avec le temps. Lors de fortes chaleurs, l’humidité peut s’y immiscer et créer des décharges électriques. Cette explosion pourrait ne pas être un cas isolé, car 500 équipements de ce type sont encore en service en France.

C’est faible par rapport aux actifs sous gestion de RTE, qui exploite plus de 100 000 kilomètres de lignes haute et très haute tension et près de 2 700 postes électriques, mais ils sont révélateurs, pour les syndicats, du vieillissement des infrastructures et de leur non-adaptation à la chaleur. Évidemment, la direction de RTE juge marginal le risque que cela survienne à nouveau même si des équipements ont dû être déconnectés préventivement, reconnaît-elle.

RTE prévoit, de toute manière, d’investir dans la modernisation de son réseau avec un méga plan. Aussi, pour l’adapter au réchauffement climatique, avec 100 milliards d’euros au total.

L’article Explosion d’un transformateur : les salariés de RTE alertent sur l’état du réseau électrique français est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

L’IA de Google est désormais intégrée au moteur de recherche leader en France. Lorsque vous posez une question, elle vous livre sa réponse fondée sur la lecture d’articles, avant même de mettre en avant les sites d’information qui ont réellement étudié le sujet. Pour un média indépendant comme Révolution Energétique, c’est un tournant — mais aussi l’occasion de renforcer le lien direct avec vous.

Mercredi 22 juillet 2026, à l’heure des croissants, Google a commencé à déployer en France ses Aperçus IA (AI Overviews) et son Mode IA. Concrètement : en haut des résultats de votre recherche sur Google, une réponse rédigée par l’intelligence artificielle de Google peut s’afficher désormais avant les liens pointant vers les sites pertinents. La France était jusqu’ici l’un des derniers grands marchés occidentaux à être passé entre les mailles du filet. Ce n’est plus le cas.

Ce que ça change pour vous, et pour nous : quand vous cherchez par exemple « fonctionnement des panneaux photovoltaïques » ou « quels tarifs pour les contrats d’énergie en 2026 », Google pourra vous servir un résumé tout fait, sans que vous ayez besoin d’ouvrir la source. Ce résumé s’appuie sur le travail de médias comme Révolution Energétique ou des sites de marques… mais n’y renvoie plus forcément, ou de manière peu visible.

Dans les pays où la fonction tourne depuis deux ans, les éditeurs constatent des baisses de trafic de l’ordre de 20 à 40 %.

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Les agents d’EDF bénéficient d’une importante ristourne sur le prix de leur électricité. La Cour des comptes préconise de revoir rapidement cet avantage qui pèserait lourd sur les finances de l’entreprise.

700 millions d’euros par an. C’est le coût du tarif préférentiel dont bénéficient les salariés et retraités d’EDF selon le dernier rapport de la Cour des comptes. Publié le 17 juillet sur le thème plus large de la gestion des ressources humaines du groupe, les magistrats jugent cet avantage devenu « démesuré » et estiment qu’il « ne peut perdurer en l’état ». Ça coûte trop cher à l’entreprise, déjà bien endettée, disent-ils tout simplement.

Pourquoi les employés ont-ils accédé à cet avantage, et pas des moindres ? Après la nationalisation d’EDF, le tarif agent est né et les employés dépensent une somme symbolique pour leur fourniture d’électricité. Redevables aujourd’hui de 0,0061 € par kilowattheure (kWh) d’électricité et de 0,0024 €/kWh de gaz, ils n’ont pas bougé depuis 1951 pour l’électricité et 1962 pour le gaz. C’est plus de trente fois moins cher que le tarif réglementé de l’électricité proposé au grand public, actuellement à 0,194 €/kWh.

Et depuis 2021 où les prix se sont envolés, la Cour des comptes calcule que les agents ne paient plus que 2,2 % du prix moyen de l’électricité et 1,8 % de celui du gaz en comparaison avec les autres ménages.

Réformer, oui, mais pas de suite, estime le PDG d’EDF

En 2024, cela a coûté au total 700 millions d’euros. Et parce qu’il est maintenu aux retraités, le groupe doit provisionner des engagements sociaux de long terme pour 3,9 milliards d’euros. La Cour ne veut pas le supprimer mais le réformer avec le plafonnement des volumes d’énergie achetés au tarif agent et l’indexation du tarif sur les coûts réels de l’énergie.

Dans sa réponse annexée au rapport, on imagine comment le sujet doit être sensible et la réponse regardée par les salariés. Le PDG d’EDF Bernard Fontana partage l’analyse, le travail du gouvernement qui a déjà planché dessus, mais, dit-il, ce n’est pas forcément le moment de s’y attaquer. Avec la prolongation du parc nucléaire existant, la construction de nouveaux EPR2, les investissements dans les réseaux et le développement des énergies renouvelables, pas question de soulever une grogne chez les salariés. Il faudra une implication des équipes et des recrutements massifs pour mener ces chantiers à bien. Il est donc nécessaire de préserver « un fort engagement du corps social ».

L’article 0,006 € le kilowattheure : la révision du tarif agent d’EDF fait débat est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

La SNCF expérimente la production d’électricité photovoltaïque directement sur ses voies ferrées. Une première installation pilote est opérationnelle à Paris depuis janvier 2025.

Premier consommateur d’électricité de France, la SNCF gère plus de 40 000 km de voies ferrées. Entre les deux rails, elle possède un foncier important : 57 km², soit la moitié de la superficie de la ville de Paris. Un espace que certaines sociétés veulent valoriser pour produire de l’énergie solaire. C’est le cas de la société genevoise Bankset, qui a déployé une station photovoltaïque amovible sur un site technique parisien du groupe ferroviaire. Une première en France, mais pas en Europe, où d’autres opérateurs mènent déjà des tests.

Une centrale démontable en quelques minutes

Baptisée « La Grosse Bankset beta 1 » (sic), la centrale est en service depuis janvier 2025. Elle repose sur un système de fixation permettant de monter ou démonter un module solaire en moins de deux minutes, sans intervention lourde sur la voie, promet son fabricant. Conçue en mode hors réseau, elle est raccordée à une batterie. Bankset ne détaille toutefois pas comment la production est écoulée et n’évoque ni la puissance de l’installation ni sa production.

La marque se contente d’évoquer une production équivalente à la consommation d’une centaine de foyers par kilomètre de voie. Une deuxième station, « La Grosse Bankset beta 2 », est en cours de déploiement depuis janvier 2026. Le développement du solaire sur les rails devrait cependant rester anecdotique comparé à l’installation de centrales photovoltaïques sur le foncier de la SNCF. Le groupe vise 1 GW de puissance solaire sur 1000 hectares de terrains d’ici 2030.

L’article Panneaux solaires sur les rails : la SNCF réalise un premier test est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Un rapport annuel de la banque d’affaires Lazard affirme que les énergies renouvelables sont les plus compétitives en cout complet.

Le rapport de Lazard sur le coût actualisé des différentes technologies de production d’électricité (LCOE) est attendu chaque année par le secteur énergétique pour mesurer la compétitivité, en coût complet, de chaque mode de production. Ce rapport considérait, jusqu’à l’année dernière, les capex et opex propres à chaque énergie mais pas les investissements réseau nécessaires et la flexibilité qui doit accompagner ces modes de production. C’était le reproche régulièrement adressé aux énergies renouvelables (ENR), coûteuses pour le réseau électrique global en flexibilité et disponibilité, alors que leur production est peu chère si elle est regardée de manière isolée.

Le solaire, un poil moins cher

La conclusion de la banque d’affaires est, pour la première fois, que les renouvelables sont quand même parmi les plus compétitives même en prenant en compte les coûts (presque) complets. Pour le calculer, voici comment elle s’y est prise, avec un exemple : dans la zone du gestionnaire de réseau américain PJM (à l’est des États-Unis), le solaire n’est crédité que de 12 % de capacité « ferme », la part jugée réellement fiable à la pointe de demande. Garantir les 88 % restants ajoute 37 $/MWh au coût de production qui passe de 86 à 123 $/MWh. À comparer aux 51–129 $/MWh d’une centrale à gaz neuve à cycle combiné : le solaire « fermé » reste dans la fourchette, mais en haut.

Appelé dans le rapport « Levelized Firming Cost », cet indicateur estime le coût supplémentaire nécessaire pour garantir la disponibilité de l’électricité produite par chaque filière. Et même avec ce surcoût, le solaire et l’éolien restent parmi les solutions les plus compétitives pour construire de nouvelles capacités de production.

Un LCOE qui remonte tout de même

Le coût complet du solaire varie entre 98 et 167 $/MWh et celui de l’éolien entre 95 et 155 $/MWh. Comme évoqué précédemment, une nouvelle centrale à gaz à cycle combiné affiche un coût compris entre 51 et 129 $/MWh, tandis qu’une turbine de pointe grimpe entre 144 et 276 $/MWh.

Hors coût complet, le photovoltaïque est en tête avec un LCOE de 40 à 98 $/MWh juste devant l’éolien terrestre (37 à 99 $/MWh). Le nucléaire neuf reste la filière la plus coûteuse (entre 175 et 255 $/MWh).

Une moins bonne nouvelle est qu’après plus d’une décennie de baisse du LCOE, les coûts se stabilisent. La hausse du coût du capital, les tensions sur les chaînes d’approvisionnement et l’augmentation des coûts de construction freinent les gains. C’est par exemple observé sur le stockage. Pour une batterie lithium-ion de 100 MW avec quatre heures d’autonomie, le LCOS (« S » pour storage) a augmenté de 254 $/MWh en 2025 à 292 $/MWh en 2026 (+15%).

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