Grâce à d’importantes ressources minières, le Canada compte bien profiter du renouveau du nucléaire en devenant l’un des principaux producteurs d’uranium au monde. Preuve de cette ambition, le pays s’apprête à investir 1,3 milliard d’euros dans une mine qui pourrait produire 20% de la production actuelle mondiale. 

En plein cœur du Canada, dans la province de la Saskatchewan, on trouve des lacs et rivières par milliers, des forêts de bouleaux… Et de l’uranium. Celui-ci se situe dans des couches sédimentaires vieilles de 1,8 milliard d’années, dans une concentration encore jamais vue ailleurs sur Terre. Ici, la teneur en uranium est de 2,34% alors qu’elle ne dépasse pas les 0,1% de moyenne dans le reste des mines connues.

Ce constat a été réalisé par l’entreprise NextGen Energy, il y a une dizaine d’années, à 155 km au nord de la ville de La Loche. Après une décennie de demandes d’autorisations et d’accords avec les communautés locales, l’entreprise a enfin le feu vert pour lancer la construction de la mine d’uranium Rook I, qui devrait être mise en service en 2030 après 4 ans de travaux. Celle-ci devrait permettre la production annuelle de 30 millions de livres d’uranium, soit plus de 13 000 tonnes par an.

Un fournisseur plus stable que ses principaux rivaux

Cette nouvelle mine d’uranium devrait avoir une importance capitale à l’échelle mondiale pour plusieurs raisons. D’abord, avec la recrudescence de projets nucléaires à travers le monde, les besoins en combustible devraient doubler d’ici 2040. D’autre part, de nombreux pays producteurs d’uranium sont considérés comme peu stables, dans un échiquier géopolitique mondial de plus en plus complexe. Pour s’en convaincre, il suffit de voir le destin des mines françaises d’uranium au Niger, après la révolution dans le pays. De la même manière, la Russie et la Chine sont des producteurs importants d’uranium, mais les échanges commerciaux sont parfois tendus. Enfin, si le Kazakhstan couvre presque 40 % de la production mondiale, la proximité du pays avec la Russie interroge, voire inquiète.

À l’inverse, le Canada est considéré comme stable, et parfaitement intégré à l’écosystème occidental. De ce fait, il pourrait devenir à court terme une assurance tout-risques pour le nucléaire français et européen.

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Pourquoi faire compliqué, quand on peut faire simple ? Plutôt que d’installer les panneaux solaires sur des structures métalliques, en respectant une certaine inclinaison pour en améliorer la production, une entreprise a décidé de poser ses panneaux solaires à plat sur le sol. Si cette solution n’est pas idéale en termes de rendement, elle a de nombreux atouts, comme un investissement minimal et une grande densité énergétique. 

Du fait d’une maturité technologique avancée, les parcs éoliens et solaires terrestres sont souvent tous semblables les uns par rapport aux autres. Mais de temps à autres, certaines entreprises tentent de faire bouger les lignes pour en augmenter l’efficacité ou en faire baisser les coûts. C’est exactement l’objectif de la société américaine Erthos, avec sa solution Earth Mount Solar.

Cette dernière travaille depuis plusieurs années sur une solution de parcs photovoltaïques directement posés au sol. Sur le papier, cette idée cumule les avantages comme la réduction des matériaux et de la main-d’œuvre nécessaire, réduisant de fait l’investissement nécessaire.

Cette solution technique a notamment été déployée pour la Northeast surface water treatment de Fresno, une usine de traitement des eaux qui injecte 30 millions de gallons d’eau (113 000 mètres cubes) par jour dans le réseau d’eau potable. La centrale en question affiche une puissance modeste de 1,7 MWc, et est associée à une batterie de 2 MWh qui permet d’optimiser la production solaire. Mise en service en mars 2026, la centrale a atteint 101% de la production attendue avec 862 MWh.

70 % plus dense que la centrale solaire de Cestas

Malgré une faible puissance, la centrale de Fresno illustre tout le potentiel de la solution développée par Erthos. Si les panneaux ne peuvent être inclinés pour en améliorer le rendement, les avantages de cette configuration sont ailleurs. Citons d’abord l’absence de structure métallique qui limite grandement le coût des matières premières.

Ici, en guise de structure, on retrouve des sortes de plots en béton qui délimitent les contours de l’îlot photovoltaïque. Depuis ces plots, une sorte de treillis en câbles métalliques est mis en place et lie tous les panneaux ensemble. Chaque îlot solaire suit la topographie du terrain, et peut accepter une pente jusqu’à 15%.

Du fait de cette architecture, les panneaux ont également la particularité d’être tous bord à bord, ce qui évite les pertes d’espace, et permet d’atteindre un rendement énergétique exceptionnel. À titre d’exemple, Erthos annonce presque 2 MWc de puissance installée par hectare. En comparaison, la centrale de Cestas, d’une puissance de 300 MWc pour 258 hectares, affiche un rendement de 1,16 MWc par hectare. Enfin, concernant l’entretien, Erthos a prévu un robot autonome capable de nettoyer jusqu’à 3,5 MWc de panneaux pendant la nuit, grâce à des brosses en nylon.

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En quelques années, le Brésil s’est imposé comme l’un des principaux pays dans la course aux éoliennes. Fort d’une cinquième place au classement mondial en puissance installée, il continue son ascension avec un nouveau parc terrestre de 280 MW. 

Un nouveau parc éolien terrestre d’un montant de 250 millions d’euros va voir le jour dans le sud du Brésil, non loin de la frontière avec l’Uruguay. Porté par la société norvégienne Statkraft, ce parc de 280 MW sera situé dans le sud du pays, non loin de la frontière avec l’Uruguay. Si sa date de mise en service n’a pas été officiellement annoncée, le projet a déjà bien avancé puisque le début de la construction est prévu pour janvier 2027. Pour l’heure, les détails techniques à son sujet sont peu nombreux, mais l’essentiel n’est pas là. Ce parc est d’une grande importance car il témoigne de la progression fulgurante du Brésil en matière d’éolien.

Le Brésil montre la voie

Situé dans la municipalité de Santa Vitoria do Palmar, dans la région Rio Grande do Sul, le parc va bientôt rejoindre les 35,9 GW d’éoliennes brésiliennes en exploitation à la fin de l’année 2025. Cette capacité installée, presque deux fois supérieure à celle de la France, place le pays à la 5ᵉ place mondiale en termes de capacité. D’ailleurs, la production annuelle du Brésil est passée de 22 TWh en 2015 à 118 TWh en 2025 !

Ce chiffre est loin d’être anodin car le développement éolien est généralement réservé aux plus grandes puissances mondiales. C’est pour cette raison que dans le top 10 des plus grands pays en termes d’éoliennes, on retrouve la Chine, les États-Unis, la France mais aussi l’Allemagne ou l’Inde.

En faisant exception, avec son PIB nominal situé à la 10ᵉ (ou 11ᵉ selon les sources) place mondiale, le Brésil ouvre la voie aux pays émergents en termes de développement d’énergies renouvelables. Dans cette dynamique, on retrouve la Turquie qui a branché 2,1 GW d’éoliennes en 2025, mais aussi le Chili ou le Pérou qui ont augmenté leurs capacités de 24 % et 36 % sur la seule année 2025.

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Aux avant-postes de l’Atlantique, l’Île de Sein fait partie de ces territoires français qui ne profitent pas du mix très peu carboné de l’Hexagone. Pour en limiter la consommation de fuel, une éolienne de 45 mètres de haut va être installée d’ici la fin de l’année, une nouvelle qui ne plaît pas à tout le monde.

Compte tenu de la topographie locale, la future éolienne de l’île de Sein devrait se faire remarquer. Cette éolienne est issue d’un projet lancé il y a près de 10 ans par EDF, le Syndicat départemental d’énergie et d’équipement du Finistère (Sdef) et la commune. Après une décennie de développement et de débats houleux, sa construction se précise enfin avec une installation prévue pour la fin de l’année, pour une mise en service en 2027.

L’éolienne en question, haute de 45 mètres, aura une puissance de 250 kW et devrait injecter 760 MWh du micro-réseau électrique développé sur l’île bretonne.

Décarboner les zones non interconnectées

Cette installation est loin d’être anecdotique. Si la France métropolitaine bénéficie d’un mix électrique particulièrement décarboné notamment grâce au nucléaire, il en va autrement des zones non interconnectées dont fait partie l’île de Sein, avec la Corse (en partie), la Guadeloupe, La Réunion ou encore la Guyane.

Située à seulement 5 miles nautiques (8 km) du continent, l’Île de Sein n’est pourtant pas connectée au reste du réseau national, et elle nécessite 400 000 litres de fioul par an pour répondre à ses besoins énergétiques. EDF a bien mis en place un parc photovoltaïque sur l’île, mais celui-ci ne correspond qu’à 15% du mix énergétique de l’île. Pour l’heure, la majorité de la production électrique insulaire est issue d’une centrale thermique de 860 kW.

Pour réduire son empreinte carbone, l’île travaille en parallèle à réduire et optimiser sa consommation électrique avec le déploiement de compteurs Linky, la réfection complète de l’éclairage public avec un passage aux LED, ainsi qu’une campagne de rénovation thermique de l’habitat ancien. Pour optimiser la production renouvelable locale, des batteries stationnaires sont également prévues.

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Indispensables à la fabrication des aimants permanents, des éoliennes et des smartphones, les terres rares sont d’une importance stratégique capitale. Dans ce contexte, l’Australie prépare une vaste raffinerie dédiée à ces matériaux pour proposer une alternative crédible à la Chine. 

Grâce à une géologie très ancienne et diversifiée, l’Australie possède l’un des sous-sols les plus exceptionnels au monde. Elle compte parmi les plus grandes réserves de minéraux critiques, comme le minerai de fer, le plomb, l’uranium mais également la bauxite, le cuivre ou le lithium.

Forte de ces réserves, elle ambitionne de concurrencer la Chine dans le secteur des terres rares, grâce à la construction d’une vaste raffinerie intégrée, située à Eneabba sur la côte ouest de l’Australie. Cette dernière, portée par l’entreprise Iluka Resources, a fait l’objet d’un prêt d’État d’un montant de 1,2 milliard de dollars. Elle devrait permettre de séparer des oxydes de terres rares légères et lourdes pour créer une chaîne d’approvisionnement pour les aimants permanents.

Les produits visés sont principalement le néodyme et le praséodyme, le dysprosium et le terbium. Ils devraient être obtenus grâce au traitement des sables minéralisés enrichis en oxyde de terre rare. Une fois en service, à l’horizon 2027, l’usine pourra traiter environ 55 000 tonnes de matériaux par an.

Réduire la dépendance occidentale à la Chine

Pour débuter son activité, la raffinerie pourra compter sur un stock d’un million de tonnes de minéraux concentrés constitué par Iluka Resources, qui devrait permettre le fonctionnement de la raffinerie jusqu’en 2035. En parallèle, d’autres sources d’approvisionnement sont prévues grâce à des accords avec des compagnies minières comme Northern Minerals, Lindian Resources ou VHM.

Avec ce projet d’envergure mondiale, l’Australie espère se positionner comme alternative crédible à la Chine. Cette raffinerie entre d’ailleurs en service dans une période où l’occident cherche à réduire sa dépendance à la Chine, y compris au sujet des terres rares. Celles-ci sont, en effet, d’une importance capitale pour l’indépendance énergétique de demain. On les retrouve dans les moteurs électriques, les smartphones, les éoliennes et même dans des équipements militaires comme les radars.

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Le niveau du deuxième plus long fleuve d’Europe ne remonte pas, et la situation énergétique devient compliquée pour de nombreux pays. Pour maintenir son unique centrale nucléaire à flot, la Hongrie vient de couler deux péniches afin d’en maintenir le refroidissement. 

Les niveaux historiquement bas du Danube ne cessent de faire la Une de l’actualité. Outre les vestiges du passé qui refont surface, comme des squelettes de mammouth ou des navire de guerre nazis, c’est l’impact de cette sécheresse sur l’approvisionnement énergétique européen qui fait parler.

Presque trois semaines après le ralentissement des premières centrales nucléaires, la situation est toujours critique. En Hongrie, la seule centrale nucléaire du pays ne fonctionne qu’à 25% de ses capacités, portant atteinte à la sécurité énergétique du pays. Pour éviter le pire, le gouvernement hongrois vient même de prendre la décision de couler deux barges remplies d’eau à proximité directe des prises d’eau de la centrale dans le Danube. Objectif : augmenter de quelques centimètres le niveau de l’eau pour permettre aux pompes de continuer de fonctionner pour refroidir l’unique réacteur encore en service.

Selon Attila Aszódi, professeur en ingénierie nucléaire à l’université de Budapest, la centrale nécessite normalement un débit du fleuve de 100 mètres cubes par seconde pour fonctionner normalement. Mais actuellement, il est trois fois inférieur, engendrant ainsi un niveau historiquement bas.

Des barges pour l’instant, un barrage plus tard

Toujours selon Attila Aszódi, dans une interview pour le média DW News, cette solution n’est que provisoire. Les deux barges ne devraient rester immergées que quelques jours à deux semaines au maximum. En revanche, un projet de barrage serait à l’étude pour sécuriser le niveau à proximité des prises d’eau de la centrale, pour éviter qu’une telle situation ne se reproduise.

À plus long terme, Attila Aszódi explique également que les systèmes de refroidissement des centrales nucléaires devront être adaptées à ce type de situation. Actuellement, dans la centrale de Paks, l’eau prélevée dans le fleuve est l’unique moyen de refroidir les réacteurs. Mais à terme, des systèmes de refroidissement additionnels devraient être installés afin de transférer une partie de la chaleur dégagée par les réacteurs dans l’atmosphère, plutôt qu’exclusivement dans l’eau du Danube.

Aux dernières nouvelles, une remontée de quelques centimètres du niveau du Danube aurait permis, ce matin, le redémarrage du deuxième réacteur de la centrale.

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La Chine fait une entrée fracassante sur le marché des batteries type Long-Duration Energy Storage (LDES) en mettant en service l’une des plus grandes usines au monde. Cette dernière, dont la construction a coûté plus d’un milliard d’euros, devrait produire plusieurs dizaines de GWh de batteries LFP par an. 

Le groupe industriel chinois HiTHIUM vient de mettre en service un parc industriel d’un nouveau genre, entièrement dédié au stockage industriel d’énergie à long terme (LDES). Le site de 80 hectares ambitionne de couvrir toutes les étapes de fabrication de ces batteries géantes, depuis la confection des cellules LFP jusqu’à l’assemblage des modules en passant par la production de nouveaux matériaux ou le traitement des matières premières.

Pour peser directement à l’échelle mondiale dans un marché en pleine expansion, l’usine bénéficie de lignes de production dernière génération qui font la part belle à l’automatisation, avec 95% des opérations sans intervention humaine, tandis que la consommation énergétique, les effectifs et la surface nécessaire sont revus à la baisse. Chaque ligne de production doit pouvoir fabriquer 15 GWh de batteries longue durée par an. L’ensemble du site aura nécessité un investissement de 1,4 milliard d’euros.

L’industrie des LDES s’organise

À l’heure actuelle, la plupart des batteries de stockage, en particulier pour le stockage chimique, sont des batteries de court durée de stockage. Les batteries sont dimensionnées pour ne conserver l’électricité que quelques heures avant de le revendre lors des pics de consommation.

Mais les batteries de stockage longue durée sont tout aussi importantes. Capables de délivrer de l’électricité sur plusieurs heures, et même plusieurs jours, elles ont pour rôle d’assurer la stabilité du réseau électrique, de mieux intégrer les énergies renouvelables, et de lisser les pics de production et de consommation.

Le marché du stockage de courte durée est dominé par les technologies associées au lithium comme les batteries LFP, mais la situation est un peu différente pour le stockage longue durée. De nombreuses solutions technologiques sont étudiées et mises en service : air comprimé, batterie gravitationnelle, sels fondus, ammoniac ou encore hydrogène.

De son côté, la Chine continue de croire au lithium pour tout son stockage, grâce à sa longue expérience en la matière, et ses ressources minières adaptées.

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L’Espagne va-t-elle finalement revenir sur sa décision de sortir du nucléaire à l’horizon 2035 ? Si rien n’est officiel, la question se pose, alors que la sécurité de l’approvisionnement énergétique est plus que jamais au coeur des débats. En attendant, le pays vient de prolonger sa plus grande centrale jusqu’en 2030. 

Depuis bientôt 10 ans, l’Espagne prend une direction claire en matière de décarbonation : favoriser les renouvelables et s’affranchir de l’énergie nucléaire. Cette dynamique anti-nucléaire passe notamment par la fermeture de la centrale nucléaire Almaraz, la plus puissante du pays avec ses deux réacteurs à eau pressurisée de 1040 MWe. Mais le black-out de l’année dernière a calmé les ardeurs hispaniques en rappelant les potentielles failles d’un mix électrique entièrement renouvelable.

Face aux risques pour l’approvisionnement électrique du pays, et aux demandes pressantes des trois propriétaires de la centrale (Iberdrola, Endesa et Naturgy), le gouvernement espagnol a finalement accepté de repousser l’extinction définitive des deux réacteurs au 8 juin 2030, après avoir reçu un avis favorable de l’autorité de sûreté nucléaire espagnole.

Initialement, la fermeture des deux réacteurs avait été actée en 2019, pour une application en 2027 et 2028. Cette fermeture fait partie du calendrier de sortie du nucléaire, avec une sortie prévue pour 2035.

Un Fessenheim espagnol ?

Si la prolongation n’est que de courte durée, elle permet aux professionnels de l’énergie de mieux organiser la transition du nucléaire vers les renouvelables, sans compromettre la sécurité énergétique du pays. L’année dernière, la centrale représentait à elle seule 7% de la production du pays.

À l’échelle du pays, la sortie du nucléaire, qui représente encore 19% du mix du pays, fait de plus en plus débat. D’ailleurs, suite à une pétition citoyenne contre la fermeture de la centrale, la Commission des pétitions du Parlement européen a envoyé sur place une délégation de dix eurodéputés. Cette visite a abouti sur un rapport dans lequel Bogdan Rzońca, président de la commission des pétitions, a qualifié cette fermeture de « question idéologique ». Selon le rapport, cette décision est purement politique et idéologique, sans base technique la justifiant. D’ailleurs, rappelons que la centrale d’Almaraz fonctionne depuis 43 ans, et qu’elle a une « jumelle » dans l’État de Virginie : la centrale North Anna, autorisée à fonctionner pendant 80 ans.

Or, si le réseau électrique et les moyens de production de remplacement n’ont pas été suffisamment anticipés, il se pourrait que cette fermeture ait de lourdes conséquences sociales, énergétiques et économiques.

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C’est une annonce qui ouvre des perspectives prometteuses, pour l’économie circulaire du photovoltaïque. Des chercheurs sont parvenus à recycler 100% de l’argent présent dans des panneaux solaires, ce qui laisse présager un recyclage plus avantageux d’un point de vue économique et environnemental. 

Une équipe de chercheurs de l’Université de Newcastle vient d’obtenir des résultats très prometteurs pour le recyclage de l’argent contenu dans les panneaux solaires, en frôlant un taux de récupération de 100%. Pour atteindre de tels chiffres, les chercheurs ont mis de côté les techniques à base d’acide. Ici, l’idée est de démonter puis broyer les panneaux solaires pour isoler la matière des cellules photovoltaïques. Cette matière est ensuite mise en suspension dans l’eau, avant que de l’air ne soit injecté avec des réactifs spécifiques. Ces derniers « attirent » l’argent qui se fixe aux bulles d’air et remonte à la surface. On obtient alors une sorte de mousse à la surface de l’eau qui contient tout l’argent des panneaux.

Ce procédé avait déjà montré d’excellent résultats à petite échelle. Cette fois, les chercheurs ont testé leur solution avec 468 kg de panneaux solaires en fin de vie, qui ont permis d’obtenir 22 kg de cellules solaires. Le traitement de cette matière a ensuite nécessité 90 minutes, et a permis de récupérer 100% de l’argent présent, soit 1,25% de la masse totale des matériaux traités. Le produit final obtenu était 80 fois plus concentré en argent que les cellules PV. À l’issue de cet essai, les chercheurs ont expliqué que les résultats « démontrent que la séparation par flottaison est fiable, rapide et transposable à grande échelle ».

Rendre attractif le recyclage des panneaux photovoltaïques

Le recyclage des panneaux photovoltaïques répond à deux enjeux majeurs : éviter de surcharger les centres d’enfouissement des déchets, et optimiser des ressources minières déjà extraites, pour éviter les pénuries. Dans ce contexte, le recyclage de l’argent a une importance capitale. Du fait de sa valeur, il permettrait de rendre le processus de recyclage plus intéressant d’un point de vue financier. L’équipe de chercheurs explique d’ailleurs qu’en Australie, le recyclage des panneaux solaires reste aujourd’hui plus onéreux que leur dépôt en centre d’enfouissement.

D’ailleurs, l’argent est un métal extrêmement important pour l’industrie de la transition énergétique. Il joue un rôle essentiel dans le fonctionnement des panneaux solaires, en jouant le rôle de conducteur pour distribuer le courant généré par les semi-conducteurs. Or, les tensions d’approvisionnement se multiplient alors que l’industrie photovoltaïque mondiale est responsable de 30% de la consommation annuelle d’argent en 2024, ce qui tend à faire exploser son prix. Récupérer l’argent présent dans les panneaux solaires permettrait à des pays comme la France de gagner en souveraineté grâce à des filières de recyclage.

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Les années noires semblent définitivement terminées, pour l’éolien européen. Les principaux fabricants du Vieux Continent enregistrent des résultats financiers positifs, notamment grâce à une augmentation constante des commandes. Malgré les nombreux signaux positifs, la Chine reste hors d’atteinte et devrait continuer de dominer le marché éolien comme elle l’a fait pour le photovoltaïque. 

Après plusieurs années de disette, les principaux fabricants éoliens européens sortent enfin la tête de l’eau. Pour s’en convaincre, il suffit de jeter un œil aux résultats financiers de Vestas au premier semestre 2026. L’entreprise enregistre un second trimestre exceptionnel avec un chiffre d’affaires en hausse de 26% par rapport à l’année dernière, et surtout un bénéfice net de 285 millions d’euros contre 34 millions d’euros en 2025 sur la même période. La suite s’annonce tout aussi positive grâce à une hausse des commandes enregistrées de l’ordre de 61%. Cette situation plus que positive a valu une envolée de l’action Vestas en bourse de l’ordre de 20%.

De son côté, Siemens Gamesa est dans le vert pour la première fois depuis 4 ans. L’entreprise a réussi à remonter la pente de manière spectaculaire, après une année 2023 catastrophique. À l’époque, des comportements vibratoires inhabituels avaient été relevés sur un grand nombre d’éoliennes, conduisant à des suspicions de défauts sur 30% des 108 GW de turbines fabriquées. Au bord de la faillite, l’entreprise avait bénéficié d’une aide de 15 milliards d’euros de la part du gouvernement allemand pour tenir le cap. Pour finir, même Nordex a dépassé ses prévisions de chiffre d’affaires, et multiplie les prises de commande.

Demande forte et anticipation des aléas

Entre 2022 et 2024, le secteur de l’éolien avait été touché de plein fouet par la hausse du coût des matières premières, et d’importantes perturbations logistiques. Dans la continuité de ces difficultés techniques, les attaques frontales de Donald Trump depuis 2024 ont plongé le secteur dans un climat d’incertitudes sur les projets éoliens à l’échelle mondiale. Durant ces années de tourmente, les fabricants d’éoliennes ont vu leur marge se réduire drastiquement. Mais depuis, les industriels ont appris à s’adapter en ne privilégiant plus le volume à tout prix. Surtout, la demande électrique ne cesse d’augmenter et l’éolien reste un élément stratégique de la production décarbonée. En 2025, l’Europe a installé 19 GW, et mise sur 151 GW de capacité de production supplémentaire entre 2026 et 2030.

La Chine a pris le pouvoir

Si la meilleure santé financière des fabricants européens est une bonne nouvelle, la période 2022 – 2025 a permis aux entreprises chinoises de prendre une avance sans doute impossible à rattraper. Comme pour le photovoltaïque, la Chine domine désormais largement le marché mondial, portée par un marché domestique colossal.

En 2025, les cinq plus grandes entreprises mondiales en termes de volumes étaient chinoises, avec notamment Envision, Windey, Mingyang. À la première place, on retrouve Goldwing qui a fabriqué 29 GW d’éoliennes, soit 17% du marché mondial.

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C’est une première en France : 13 réacteurs sont arrêtés ou ralentis en simultané pour des raisons environnementales. Outre la sécheresse et les fortes chaleurs, plusieurs tonnes de méduses ont bloqué le système de refroidissement de la centrale de Gravelines.

Malgré un discours qui se veut rassurant, EDF vit un été plutôt mouvementé. Entre sécheresse et fortes chaleurs, le parc nucléaire est mis à rude épreuve. La situation est telle qu’un nouveau record vient d’être battu avec 20,4% de la puissance nucléaire totale en indisponibilité pour des raisons environnementales. Le pic d’indisponibilité a eu lieu mardi 12 août dans la matinée. On comptait alors 8 réacteurs totalement arrêtés, et 5 réacteurs fonctionnant à une puissance limitée. Autrement dit, le fonctionnement de 13 réacteurs a été impacté en simultané pour des raisons environnementales. Le précédent record avait été établi un peu plus tôt dans l’année, pendant la nuit du 14 au 15 juillet.

Cette situation est en grande partie dûe aux fortes chaleurs, et aux contraintes environnementales qui encadrent l’utilisation et les rejets d’eau dans les rivières françaises. La baisse des débits des cours d’eau et la hausse de leur température peut entraîner la réduction du fonctionnement de certains réacteurs nucléaires pour préserver l’environnement local et la biodiversité.

Les méduses se mêlent à la partie

À ce tableau peu engageant vient de s’ajouter un afflux massif de méduses dans les stations de pompage d’eau de mer de la centrale de Gravelines, dans le Nord. Lundi, la situation était telle qu’EDF a dû arrêter 3 des 6 réacteurs de la centrale, tout en réduisant de 50% la puissance d’un quatrième réacteur.

À quelques jours près, la plus grande centrale d’Europe occidentale avait été confrontée à la même situation l’année dernière. À l’époque, quatre réacteurs avaient été automatiquement arrêtés. La centrale avait retrouvé un fonctionnement normal au bout d’une dizaine de jours.

Si le phénomène n’est pas nouveau, la hausse de température des océans favorise la prolifération des méduses, ce qui laisse penser que ce type d’évènement pourrait se reproduire plus souvent dans les années à venir.

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L’enquête publique concernant le futur raccordement du parc éolien Bretagne Sud vient d’ouvrir. L’occasion pour l’opposition d’afficher clairement ses ambitions : faire annuler le projet pour préserver paysage, environnement et économie locale. 

Si les nouvelles sont rares, concernant le parc éolien Bretagne Sud de 250 MW, son raccordement, lui, avance. Porté par RTE, le projet fait actuellement l’objet d’une enquête publique qui court jusqu’au 28 septembre. Elle doit permettre à la population locale d’en apprendre plus sur les détails du projet, et de donner son avis sur le sujet.

Nécessitant un investissement de 1,6 milliard d’euros, le raccordement sera utilisé à la fois pour le projet de 250 MW issu de l’AO5, mais également pour le parc voisin de 500 MW, actuellement en cours d’attribution via l’AO10. Le poste électrique en mer, d’une hauteur de 60 mètres, sera situé à 29 km de l’île de Groix, et à 23 km de Belle-Île. L’acheminement de l’électricité se fera ensuite via 36 km de câble sous-marins pour rejoindre Erdeven, avant d’atteindre la sous-station de Pluvigner, entre Vannes et Lorient.

Un parc éolien mal accueilli par les bretons

Bien que les contours des deux parcs soient encore flous, l’opposition continue de s’organiser et une demi-douzaine d’associations ont pris le sujet à bras le corps pour tenter de faire annuler les deux parcs.

À l’occasion de l’ouverture de l’enquête publique, elles ont publié un appel commun à participer à cette enquête avec un mot d’ordre clair : dire non au raccordement pour faire annuler les deux projets qui en dépendent. Les associations en questions militent contre la destruction de paysages emblématiques, l’empiètement du raccordement sur le patrimoine mégalithique, l’industrialisation de la mer et les menaces que le parc représente pour la pêche et l’économie touristique.

D’ailleurs, il n’y a pas si longtemps, le parc de Saint-Brieuc avait également fait face à une vive opposition qui avait perturbé le déroulement du chantier. Il aura fallu une décision du Conseil d’État pour freiner cette opposition, même si les inquiétudes des pêcheurs subsistent.

La mise en service du parc de 250 MW est prévue pour 2032, tandis que le parc de 500 MW devrait produire ses premiers électrons en 2033 ou 2034.

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La folle course à l’innovation qui s’est tenue pendant la Guerre Froide a failli aboutir à la réalisation d’un concept aujourd’hui oublié : l’aviation à propulsion nucléaire. Malgré des projets militaires avancés et des essais en vol, l’idée a finalement été abandonnée, notamment à cause des risques potentiels. 

La décarbonation des transports constitue l’un des plus gros défis de la transition énergétique, en particulier le transport aérien. Avec presque 1 milliard de tonnes de CO2 émises chaque année, ce dernier représente 2,5% des émissions mondiales.

Dans les années 50, un projet de recherche américain aurait pu participer à limiter les émissions du secteur, mais pas pour des raisons écologiques, avec la propulsion nucléaire. À la sortie de la Seconde Guerre mondiale, une course à l’armement s’engage entre les États-Unis et l’URSS. Objectif : pouvoir frapper l’ennemi n’importe où et n’importe quand. Pour y parvenir, les américains envisagent le recours au nucléaire pour mettre au point un bombardier sans limite d’autonomie, ou presque.

C’est ainsi que nait le projet Nuclear energy for the propulsion of Aircraft (NEPA) en 1946, ensuite remplacé par le Aircraft nuclear propulsion (ANP) en 1951. À l’époque, l’US Air Force et la Commission de l’énergie atomique des États-Unis commandent deux réacteurs à General Electric et à Pratt & Whitney. Les deux reposent sur un cycle d’air direct : ils ressemblent à un turboréacteur conventionnel, dans lequel l’air chauffé par le réacteur nucléaire remplace le kérosène. Les deux moteurs, appelés HTRE-1 et PWAR-1 atteignent tous les deux la criticité à terre. Mais les faire voler est une autre histoire.

47 essais en vol avec un réacteur nucléaire en fonctionnement

Si les ingénieurs n’ont pas de réelles inquiétudes sur la possibilité de propulser un avion avec ces moteurs nucléaires, le sujet des radiations est une véritable source de préoccupation. Pour étudier les besoins de bouclier anti-radiations, le fabricant aéronautique Convair modifie un bombardier lourd B-36 Peacemaker pour en faire une version dédiée aux tests nucléaires : le NB-36H.

Cet avion reçoit un réacteur nucléaire fonctionnel refroidi par air, d’une puissance de 1 MWth et d’une masse de 16 tonnes. Pour faciliter sa mise en place et son retrait, il est suspendu à un crochet dans la baie de bombe. La cabine d’équipage est également modifiée avec 11 tonnes de blindage constitué de plomb et de caoutchouc.

Au total, l’avion effectue 47 vols d’essai pour au-dessus du Texas et du Nouveau-Mexique entre 1955 et 1957.

Une idée désormais largement abandonnée

Si les vols d’essais révèlent la bonne efficacité du bouclier anti-radiation, le projet comporte de nombreuses limites, en particulier concernant les risques de contamination radioactive en cas d’accident. Ce n’est pas tout : le réacteur du NB-36H pouvait potentiellement rejeter des gaz radioactifs dans son sillage. Ces rejets gazeux ont d’ailleurs donné lieu au projet Halitosis, qui avait pour mission de mesurer et caractériser ces rejets.

Le projet est définitivement abandonné en 1961, rendu obsolète par le développement des missiles balistiques intercontinentaux. Sans surprise, l’URSS fait également voler un bombardier, le Tupolev Tu-95LAL, avec à son bord un réacteur nucléaire pour tester des boucliers anti-radiations. Mais les campagnes de vol n’aboutissent pas plus loin et l’URSS abandonne à son tour l’idée d’un bombardier nucléaire en 1965.

Du fait de sa complexité, la propulsion nucléaire dans le secteur de l’aéronautique n’a pas fait l’objet d’autres projets avancés. Désormais, la décarbonation du secteur semble étroitement liée aux SAF dans un premier temps, et à l’hydrogène pour les prochaines décennies.

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On pensait Amazon acquis à la cause de la décarbonation avec ses objectifs de neutralité carbone, et ses investissements dans le nucléaire. Mais pris par le temps, dans une course effrénée à l’IA, le géant américain a finalement cédé aux avantages financiers et temporels du gaz naturel, au détriment de l’environnement. L’entreprise vient d’annoncer la construction de la plus grande centrale gaz des États-Unis.

Ce devrait être l’infrastructure la plus émettrice de CO2 de tous les USA. Amazon vient de confirmer la construction d’une centrale à gaz d’une puissance colossale de 7,65 GW dans le comté de Pecos, au Texas. Cette centrale, qui devrait être composée de 35 turbines, a pour vocation d’alimenter 3 centres de données construits sur un territoire particulièrement aride du Texas.

Pour éviter toute polémique, Amazon a annoncé que la centrale serait uniquement raccordée à un réseau électrique privé, dédié au trois centres de données, et qu’elle n’aurait aucun impact sur l’électricité et la facture des texans. De l’eau non-potable sera également utilisée pour ne pas impacter les ressources de la région. Le site devrait vraisemblablement être construit en plusieurs tranches, pour répondre aux besoins des data center au fil des années. Une fois entièrement construit, il pourrait émettre jusqu’à 30 millions de tonnes de CO2 par an, soit l’équivalent des émissions de pays entiers comme l’Irlande, le Danemark ou la Finlande.

Le nucléaire, pas assez rapide pour l’IA

À première vue, le choix fait par Amazon semble surprendre, car le géant américain rappelle régulièrement son ambition d’atteindre la neutralité carbone d’ici 2040. Pour y parvenir, il a placé de nombreux espoirs dans l’atome et en particulier dans les SMR en investissant plus de 500 millions de dollars. Seulement voilà, les premiers réacteurs de son partenaire X-Energy ne devraient pas démarrer avec 2030, et Amazon espère pouvoir compter sur 5 GW de capacité nucléaire.. En 2039.

Enfin, il y a bien la possibilité de recourir au photovoltaïque, qui est particulièrement développé au Texas. D’ailleurs, Amazon a indiqué envisager l’installation d’une centrale solaire sur son site pour compléter sa centrale gaz. Mais en prenant en compte le facteur de charge moyen annuel du Texas, situé aux alentours de 26%, on obtient une centrale de presque 30 GWc pour espérer atteindre les presque 8 GW de puissance attendue, à laquelle il faudrait associer une BESS très importante. Compte-tenu du fait qu’Amazon ne vendra pas l’électricité produite mais la consommera, on comprend pourquoi il a choisi la solution la moins onéreuse, à savoir une centrale à gaz plutôt qu’une centrale PV hybride.

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Dans sa course à la décarbonation, la Chine multiplie les infrastructures de production d’électricité renouvelable à un rythme effréné. Mais son réseau de transport d’électricité ne parvient pas à maintenir la cadence, ce qui conduit à des pertes d’énergie colossales.  

Dans le monde la transition énergétique, la Chine fait souvent les gros titres avec ses projets tous plus grands les uns que les autres. Mais si le pays investit massivement dans de nouvelles capacités de production décarbonée, son réseau de transport et de distribution a du mal à suivre la cadence. Résultat : en seulement 6 mois, le pays a gaspillé 360 TWh d’électricité, soit l’équivalent de toute la production nucléaire annuelle de la France.

D’ailleurs, le problème ne fait que s’amplifier, puisque c’est 50% de plus que l’année dernière, sur la même période. Selon le Centre for research on Energy and clean air (CREA) et le Global energy monitor (GEM), à qui on doit ces chiffres, cette quantité d’électricité aurait permis de couvrir la hausse de consommation électrique supplémentaire de la Chine, et même de réduire l’utilisation de charbon.

Le paradoxe chinois

Sur le premier semestre 2026, les besoins électriques de la Chine ont augmenté de 258 TWh. Conséquence de cette congestion des réseaux électrique, la production d’électricité à base de charbon a augmenté de 3,4% malgré une baisse enregistrée en 2025.

La Chine a beau avoir déployé 525 GW de capacité renouvelable rien que sur l’année 2025, elle est encore très dépendante du charbon. Dans le même rapport, le CREA et le GEM révèlent que pour tout GW de centrale thermique déconnecté, la Chine en met en service 3 ! Au premier semestre 2026, le pays n’a retiré que 2,7 GW de capacité de production, tout en commandant 30 GW de nouvelle capacité. Au total, le pays disposerait d’un pipeline de projets de 275 GW !

Un problème géographique

Pour revenir au problème de « gaspillage » d’électricité décarbonée, le problème est principalement géographique. En effet, le pays investit massivement dans de nouvelles capacités renouvelables dans l’ouest du pays, du fait de conditions géographiques et climatiques propices. C’est particulièrement vrai au Tibet, où on retrouve l’une des plus grandes centrales solaires au monde, aux portes du désert de Gobi. C’est également dans cette région du monde que devrait voir le jour le plus grand barrage hydroélectrique au monde, d’une puissance de 60 GW.

Néanmoins, la plus grande partie des industries chinoises se retrouvent sur la côte est, à proximité du littoral. De ce fait, l’électricité renouvelable produite doit traverser le pays sur plusieurs milliers de kilomètres afin d’être utilisée. Ce sont ces liaisons qui traversent le pays d’est en ouest qui génèrent des goulots d’étranglement. Cela se vérifie quand on observe le détail des pertes d’énergie. Les centrales de production renouvelables de l’ouest et du nord-ouest de la Chine enregistrent 15% à 30% de production non injectée au réseau. À l’inverse, les régions situées à l’est, comme le Guangdong ou le Zhejiang, n’enregistrent que 3% de pertes de production.

Pour inverser la tendance, le pays multiplie les projets HVDC d’envergure afin de transporter le courant produit à l’ouest du pays vers les zones industrielles de l’est. On retrouve notamment la plus longue ligne terrestre, qui relie Changji à Guquan depuis 2019, qui permet d’acheminer 12 GW d’électricité sur 3324 kilomètres.

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C’est en quelque sorte la suite logique. Après avoir développé une IA capable d’optimiser la gestion de l’énergie solaire et des contrats HP/HC, Zendure s’attaque à la tarification dynamique grâce à un partenariat avec Sobry. Ce fournisseur d’électricité alternatif, qui se distingue par ses offres à tarification dynamique, permettrait à Zendure d’aller encore plus loin dans l’optimisation, et donc de maximiser les économies sur la facture.  

Proposant déjà un écosystème destiné à optimiser la gestion de l’énergie des foyers, Zendure souhaite aller encore plus loin, annonçant un partenariat stratégique avec Sobry. Ce nom vous dit peut-être quelque chose. Comme nous l’évoquions il y a quelques mois, il s’agit d’un fournisseur d’électricité alternatif qui a la particularité de proposer une offre calée sur le prix du marché de gros, heure par heure.

Avec ce partenariat, l’idée est simple : associer le stockage intelligent de Zendure à la tarification dynamique de Sobry pour « rendre la gestion énergétique plus simple, plus intelligente et plus durable ». Cette intégration devrait permettre d’adapter, grâce à l’IA, les cycles de stockage et de consommation d’électricité en fonction des habitudes des occupants, de la production d’énergie solaire et des variations tarifaires.

625€ d’économies par an.. En théorie

Avec cette combinaison, Zendure annonce des économies pouvant atteindre jusqu’à 625€ par an pour une consommation moyenne de 6 000 kWh. Le fabricant de batterie indique que pour approcher de ces économies, il faudrait être doté d’une batterie Solar Flow 2400 (AC+ ou Pro), d’un compteur intelligent, de deux batteries supplémentaires (pour un total de 8,16 kWh), et d’une installation solaire.

En se fournissant exclusivement chez Zendure, on obtient un coût total proche des 3 600€, ou 4 000€ sans les remises. En théorie, cela indiquerait un retour sur investissement en moins de 7 ans, ce qui s’annonce très intéressant.

Reste à savoir dans quelles conditions d’ensoleillement et de production solaire ces chiffres ont été atteints. D’autre part, si la tarification dynamique permet aujourd’hui de faire des économies quand elle est bien optimisée, il est impossible de prévoir dans quelle mesure les fluctuations journalières vont évoluer dans les mois et les années à venir, rendant incertaines les potentielles économies réalisables.

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Le 12 aout aura lieu une éclipse solaire, un événement aussi rare que fascinant. Mais avec la démocratisation de l’énergie photovoltaïque, ces quelques minutes sont également une source de risque pour le réseau électrique. Heureusement, RTE a tout prévu pour éviter le black-out. 

Où étiez-vous, le 11 août 1999 aux alentours de 12h30 ? Ce jour là, l’éclipse totale qui avait plongé tout le nord de la France dans l’obscurité n’avait pas bouleversé les habitudes d’EDF, du fait d’une capacité de production photovoltaïque presque inexistante. Tout juste la consommation avait-elle ralentit, puisque tout le monde avait les yeux rivés vers le ciel.

27 ans plus tard, la situation est bien différente, et le centre de dispatching de RTE, qui n’existait pas à l’époque, va avoir du pain sur la planche. De 1 GW de puissance cumulée à travers le monde, la capacité totale de production solaire est passée à 30 GW, rien que dans l’Hexagone.

Conséquence de cette évolution, ce mercredi 12 août un peu après 20 heures, RTE s’attend à une baisse de production photovoltaïque de l’ordre de 1,8 GW, et la production européenne pourrait être réduite de 9,7 GW.

Un événement souvent bien maîtrisé par les gestionnaires de réseau

Si, en 1999, le solaire n’occupait aucune place dans le mix énergétique français, plusieurs éclipses ont depuis permis aux gestionnaires de réseaux de se préparer à ces événements. Déjà, en 2015, une éclipse partielle avait fait baisser la production de 2 GW en France, et près de 35 GW à l’échelle de toute l’Europe, sans qu’aucun incident ne soit relevé.

Plus récemment, aux États-Unis, l’éclipse solaire de 22 août 2017 a généré une baisse de production de l’ordre de 5 GW dans l’ouest du pays. D’ailleurs, en Californie, une hausse de consommation relative a été observée à cause de l’arrêt de production des installations solaires résidentielles. Enfin, témoin de l’essor du photovoltaïque, une autre éclipse solaire a causé une baisse de 8,9 GW de production en quelques minutes, rien qu’au Texas, en 2024.

Le 12 août, choisirez-vous de mettre des lunettes certifiées ISO 12312-2 pour contempler ce spectacle aussi rare que fascinant, ou préférez-vous scruter la production en direct sur le site Éco2Mix ? De notre côté, malgré notre addiction à la plateforme de suivi de la production, nous serons bien dehors, en train de contempler l’un des plus beaux spectacles que la nature puisse nous offrir.

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La France ambitionne de devenir un acteur incontournable de l’éolien flottant en Europe, et le prouve en octroyant une enveloppe de 260 millions d’euros destinée à la préparation de ses infrastructures portuaires. Au total, 5 ports d’envergure en profiteront pour permettre d’atteindre 6 GW d’éolien flottant en service dans moins de 15 ans. 

Quelques semaines après la publication de l’AO10, le Gouvernement vient d’annoncer les résultats de l’appel à projets relatif au financement des infrastructures portuaires pour le développement de l’éolien flottant. Cette annonce est importante, car la France espère mettre en service 6 GW d’éolien flottant d’ici 2040.

Cette enveloppe conséquente sera répartie entre les projets de 5 ports français stratégiques, de cette manière :

• 10 millions d’euros pour le port de Cherbourg,
• 58 millions d’euros pour le port de Brest,
• 60 millions d’euros pour le port de Nantes-Saint Nazaire,
• 48 millions d’euros pour le port de Port-la-Nouvelle,
• 82 millions d’euros pour Marseille-Fos.

Cet appel à projet avait été lancé en 2024 dans le cadre de France 2030. Il porte principalement sur les investissements nécessaires à la construction et à l’assemblage des éoliennes flottantes à quai.

Une filière industrielle à construire en un temps record

C’est d’ailleurs l’une des particularités des éoliennes flottantes : leur conception permet un montage à quai, avant d’être acheminées en mer. À l’inverse, actuellement, les éoliennes offshore posées doivent être assemblées directement sur leur emplacement définitif.

Cet avantage, qui permet en théorie d’accélérer la cadence de construction, nécessite cependant des infrastructures portuaires et une logistique d’une autre échelle. Pour s’en convaincre, il suffit de jeter un oeil aux projets qui ont été retenus dans le cadre de l’appel à projets.

Du côté de Cherbourg, on attend 30 millions d’euros d’investissement pour la construction d’un nouveau quai lourd de 140m à 160m de  long. À Brest, les travaux devraient permettre l’assemblage de flotteurs d’éoliennes de plusieurs dizaines de milliers de tonnes, puis leur mise à l’eau. Sur le Port de Nantes-Saint Nazaire, les travaux concernent la plateforme Eole, une vaste infrastructure industrielle dotée d’un quai de 530 mètres de long, et permettant le stockage et l’assemblage des éoliennes avec jusqu’à 5 flotteurs en attente.

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En prise à d’importantes vagues de chaleur, l’Europe centrale doit composer avec le faible niveau du Danube, qui empêche le bon fonctionnement de plusieurs centrales nucléaires. 

Le schönen blauen Donau (Le « Beau Danube Bleu », ndlr), a perdu de sa splendeur depuis quelques semaines. Du fait d’épisodes de sécheresses intenses, le plus long fleuve d’Europe (après la Volga) est à un niveau historiquement bas. La situation est telle que la Serbie a été contrainte de réduire drastiquement la production de ses deux centrales hydroélectriques Djerdap 1 et 2. Ces dernières ne produisent fonctionnement qu’à 20% et 30% de leurs capacités.

Ce n’est pas tout. Plus en amont, en Hongrie, la seule centrale du pays est quasiment à l’arrêt puisqu’un seul réacteur sur les quatre est encore en service, et son maintien en service est conditionné à la météo des prochains jours. C’est la première fois en 44 ans que la centrale Paks se retrouve dans une telle situation, malgré les importantes vagues de sécheresses de 1985 et 2003.

Pour finir, en Roumanie, c’est le fonctionnement de la centrale de Cernavoda qui est compromis. D’ailleurs, dans l’espoir d’améliorer la situation, l’armée roumaine est allée jusqu’à détruire à l’explosif un rocher présent dans le lit du fleuve, et accusé d’empêcher le bon écoulement de l’eau vers les dispositifs de refroidissement de la centrale nucléaire. Le Premier ministre roumain a d’ailleurs appelé ses habitants à réduire leur consommation d’électricité en soirée, pendant les pics de consommation.

La souveraineté énergétique européenne mise à mal par le climat

Il y a quelques semaines, la crise du Détroit d’Ormuz révélait le manque d’indépendance énergétique de l’Europe, en particulier à cause des énergies fossiles. Cette fois, des conditions météorologiques extrêmes illustrent le potentiel manque de résilience du Vieux Continent au monde de demain. Au-delà des inquiétudes autour du niveau d’eau du Danube, les épisodes de sécheresses ont des conséquences dramatiques avec notamment plusieurs pays européens ayant dépassé les 40°C dès le mois de juin. D’ailleurs, les fortes chaleurs impactent directement le rendement des parcs éoliens à cause d’un air moins dense. Une étude de CarbonBrief a notamment relevé une baisse de production de 30% à 50% de l’éolien pendant les vagues de chaleur. En juin 2026, la part de l’éolien dans le mix électrique du Royaume-Uni est même passé de 30% à 15% selon Octopus.

Les feux de forêt se multiplient en Espagne, au Portugal ou dans le sud de la France. Certaines données tendent même à montrer que la fumée de ces incendies limite l’irradiation solaire et donc la production d’électricité solaire.

Si en France, la situation énergétique est beaucoup moins tendue, rappelons tout de même que les centrales nucléaires sont fréquemment bridées, voire arrêtées à cause de problèmes environnementaux. À l’heure où nous écrivons ces lignes, la centrale de la Chooz est à l’arrêt à cause de la baisse du niveau de la Meuse, tandis qu’un réacteur a également été stoppé à Cattenom. Quatre autres réacteurs tournent au ralenti à cause des fortes chaleurs.

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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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