La Commission européenne vient de dévoiler 46 projets jugés stratégiques pour la souveraineté européenne sur la question des matières premières. Extraction, transformation et recyclage : c’est toute la chaîne d’approvisionnement des matériaux indispensables à l’électrification des usages et à la production de batteries qui sont concernés. Parmi ces projets, 6 se trouvent en France.
Le Vieux Continent travaille à améliorer sa souveraineté énergétique dans un monde de plus en plus sujet à des tensions géopolitiques. Pour cela, la Commission européenne a mis en place le Critical Raw Materials Act (CRMA), un règlement européen qui vise à sécuriser l’accès de l’Europe aux métaux et minerais indispensables aux technologies vertes, numériques, de défense et spatiales. Cette loi fixe notamment des objectifs pour 2030, comme l’extraction de 10% des besoins annuels en matières premières critiques au sein de l’Europe, ou encore la transformation de 40 % des besoins annuels.
Pour rendre ces objectifs possibles, la Commission européenne a sélectionné pour la deuxième année consécutive un ensemble de projets considérés comme stratégiques sur l’ensemble de ces chaînes de valeur. Si cette sélection n’est pas nécessairement synonyme de financements, elle permet aux entreprises concernées de bénéficier de facilités administratives avec notamment des délais d’instruction raccourcis.
Ces 46 projets européens sont répartis dans 16 États membres. On en retrouve 8 sur des thématiques d’extraction, 11 projets de transformation, et 19 projets de recyclage. La France est d’ailleurs bien représentée avec six projets sélectionnés.
Parmi ces projets, on peut particulièrement citer Lithium de France. Porté par la startup du même nom, ce projet vise à extraire du sous-sol alsacien de la chaleur, ainsi que du lithium géothermal. La Commission européenne a également sélectionné EMME, un projet de fabrication de matériaux essentiels à la composition de batteries, avec un pôle de fabrication de nickel et de cobalt de qualité batterie, associé à un laboratoire en science des matériaux et en génie des procédés.
Comme ce projet de loi CRMA ne concerne pas que les batteries, le projet LUERN a aussi été choisi. Celui-ci, porté par Aubert & Duval, porte sur une hausse de ses capacités de production et de recyclage du titane pour sécuriser la chaîne d’approvisionnement de l’aéronautique européenne.
La neuvième session de l’appel d’offres solaire au sol a eu du succès, c’est le moins qu’on puisse dire, avec six fois la puissance demandée et un tarif en chute libre à 61,33 €/MWh.
Pas moins de 731 dossiers et 5400 mégawatts-crête (MWc) déposés pour 925 MWc promis dans le cahier des charges. Parmi ce total, seuls 125 projets ont été retenus pour 931 MWc à un prix moyen pondéré de 61,33 euros le mégawattheure (€/MWh). C’est 18 €/MWh de moins qu’à la session précédente selon la délibération de la CRE du 17 septembre.
Il n’y avait qu’à être présent au colloque France Renouvelables à 17 h pour écouter, devant la filière, Maud Bregeon annoncer « le carnage », selon un participant, et le soupir de désolément général qui a retenti. Même scénario d’embouteillage sur les toitures de 100 à 500 kW : 3 000 candidatures pour 288 MW attribués, à 75,48 €/MWh.
La concentration est aussi notable. Reden avec 11 projets et 188 MWc, soit 20 % du volume, est suivi par Mexens (ex-Technique Solaire, 13 projets, 148 MWc), EDF Power Solutions (une dizaine de projets, environ 138 MWc), TSE (18 projets, 116 MWc) et Luxel (11 projets, 114 MWc). À cinq, ils remportent 76 % des volumes. En ajoutant sa filiale Luxel, EDF pèse à lui seul plus d’un quart de la session.
À l’inverse, de grands absents sont relevés parmi lesquels Rubis Photosol, premier déposant avec 6 % des volumes candidats, et Neoen. Avec eux, 4,4 GWc de projets restent sur le carreau.
Depuis la PPE3 publiée en février, le solaire a moins d’appels d’offres alors qu’un objectif de 48 GW en 2030. Les développeurs n’avaient pas eu de session depuis plus d’un an. Pour 2027, seul un appel d’offres technologiquement neutre se profile (les contours sont encore flous) dont les conditions favoriseraient l’éolien (alors que le neutre était de fait réservé et remporté par le solaire en considération des règles).
Cet appel d’offres solaire au sol semble, comme en sport, d’un « all-in » ou bien d’une dernière parade. Le doublement du plafond réservé aux terrains agricoles, porté de 250 à 500 MWc, a aussi tiré les prix vers le bas. C’est plus de la moitié des volumes déposés à 58,5 €/MWh en moyenne. La ministre de l’Énergie y voit la preuve que le secteur sait être compétitif. Le président du SER, Jules Nyssen, parle plutôt de « candidatures du désespoir ». Avec des taux d’intérêt qui remontent, plusieurs acteurs doutent que tous les lauréats parviennent à construire à ce tarif.
Ou alors c’est une stratégie agressive, certes, mais mesurée car pour la première fois, l’hybride est encouragé à travers la possibilité d’ajouter une batterie. Elle apporte des revenus, partage le raccordement et son prix avec le PV, alors elle apporte indirectement des revenus au PV, lui permettant de bidder un tarif plus bas que s’il avait été seul.
L’attente paraît interminable pour les porteurs de projet des deux fermes hydroliennes qui doivent prendre place au large des côtes normandes. Huit mois après la publication de la PPE3, le démarrage des chantiers n’est toujours pas possible pour des raisons administratives.
2026 devait être une année charnière pour l’hydrolien français, mais il va finalement falloir encore de la patience pour les acteurs d’une filière toujours au point mort. Pourtant, l’année avait bien commencé avec l’inscription d’un appel d’offres de 250 MW dans la troisième Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE). Cette annonce devait constituer un signal fort pour une filière pleine d’ambitions et de potentiel, mais qui peinait à démarrer.
Plusieurs mois plus tard, les deux principaux projets français, qui doivent prendre place dans le Raz Blanchard, en Normandie, en sont toujours au même point. Certes, les subventions et autres permis ont bien été validés, mais l’État n’a toujours pas validé d’arrêté tarifaire, ce qui empêche tout démarrage des travaux. Voilà bientôt six mois que la situation stagne.
Heureusement, le plus gros de l’attente est peut-être derrière : le gouvernement s’apprêterait à notifier la Commission européenne des dispositifs de soutien qui sont envisagés pour les deux projets hydroliens Flowatt et NH1. Cette étape est indispensable pour permettre la publication des arrêtés tarifaires. Ces derniers pourraient donc être disponibles début 2027, ce qui laisse encore possible un début de production courant 2028.
Les deux projets concernés doivent prendre place dans l’un des sites géographiques les plus propices d’Europe, à savoir le Raz Blanchard. Les deux recourent à des technologies d’hydroliennes bien différentes. Flowatt mise sur des hydroliennes à axe vertical, fabriquées à Cherbourg par la société CMN. De son côté, Normandie Hydroliennes mise sur une technologie plus commune avec l’AR3000, sorte de grande sœur de l’hydrolienne AR1500 récemment testée au large du Japon.
En inaugurant sa plus puissante batterie, la France entame enfin l’adaptation de son réseau électrique aux spécificités des moyens de production d’électricité renouvelable. Cette nouvelle batterie de 480 MWh va notamment permettre à RTE de mieux utiliser l’énergie solaire produite en journée pour la réinjecter en soirée, quand le réseau en a le plus besoin.
Non loin de Reims, à l’est de Paris, vient d’être inaugurée la plus grande batterie de stockage d’électricité (BESS) de la France métropolitaine. Il aura fallu à peine quinze mois de travaux pour installer les 140 Megapacks de Tesla sur le site de 3 hectares, pour atteindre une puissance de 240 MW et une capacité de 480 MWh.
L’installation, détenue à parts égales par TagEnergy et la Banque des Territoires, a nécessité un investissement de 100 millions d’euros, et prend donc la place de plus grande BESS de France, en dépassant allègrement l’installation de 200 MWh du développeur Harmony Energy, mise en service à Nantes en août 2025.
Développée en partenariat avec RTE, cette batterie géante peut être mobilisée à tout moment par le gestionnaire de réseau qui peut l’utiliser à la fois pour trouver l’équilibre entre consommation et production d’électricité, mais également pour participer aux réglages de tension et de fréquence du réseau électrique. En service depuis plus de 4 mois, l’installation a d’ores et déjà réinjecté plus de 70 GWh d’électricité. Au 23 septembre, elle avait effectué 145 cycles de charge/décharge en 125 jours.
TagEnergy et la Banque des Territoires ne devraient pas en rester là, puisque les deux partenaires ont signé un accord de trois ans pour financer plusieurs installations de stockage en France.
Après plus de dix ans de bras de fer, la Commission européenne a refermé le 1ᵉʳ octobre ses procédures contre la France sur l’hydroélectricité. Après un travail acharné des députés, la mise aux enchères de 6 GW, les chantiers de STEP, d’augmentation de puissance et de modernisation vont enfin pouvoir commencer.
Au salon Business Hydro à Grenoble régnait une ambiance de renaissance. Celle d’une production d’énergie installée avant même le nucléaire utilisant l’énergie potentielle de pesanteur de l’eau. C’est la fin d’un feuilleton ouvert en 2015 par la Commission européenne et clos ce jeudi 1ᵉʳ octobre : elle reprochait à EDF une position dominante dans l’hydro et l’absence de remise en concurrence des concessions échues. Depuis des années, les techniciens de barrages témoignaient de l’impossibilité de se projeter dans des travaux d’envergure et de moderniser l’ouvrage, sous risque de perdre la concession dans la foulée.
Pour en sortir, les ouvrages de plus de 4,5 MW passent du régime de la concession à celui de l’autorisation où l’État reste propriétaire mais les exploitants en place, EDF en tête, obtiennent un droit réel de 70 ans. Et en contrepartie EDF ouvrira à ses concurrents, par enchères, au moins 40 % des capacités hydroélectriques installées. La Commission de régulation de l’énergie consulte encore sur les modalités de ces enchères.
Les nouvelles STEP vont pouvoir voir le jour
Sur les ouvrages existants, Bercy attend 2,8 GW de capacités supplémentaires, dont 1,7 GW de stockage (1,5 GW chez EDF d’ici 2035). La consultation a déjà été lancée, juste après les travaux exploratoires démarrés sur la STEP de Montézic en Aveyron. Ici, aucun nouveau bassin n’est prévu, mais une augmentation de puissance de 460 MW grâce à une nouvelle centrale souterraine creusée à côté de la STEP existante, qui fait déjà 920 MW. La concertation publique court jusqu’au 5 novembre avant cinq ans de travaux.
En mal de souveraineté, l’Europe a besoin d’une solidarité forte entre ses différents membres pour espérer retrouver une place centrale, tant dans le monde du numérique que dans celui de l’énergie. La récente décision de l’allemand Ecosia de quitter Mistral AI ne va pas dans ce sens.
Cela devait être une belle histoire à l’européenne. En mai dernier, le moteur de recherche allemand Ecosia, qui utilise ses bénéfices pour financer des actions climatiques, abandonnait OpenAI pour ses résumés et son chatbot au profit de Mistral AI, le champion français de l’intelligence artificielle.
Mais seulement quelques mois après ce nouveau partenariat européen, Ecosia vient de créer la surprise en annonçant abandonner Mistral AI, pour se tourner vers des modèles d’IA open-source chinois hébergés par la plateforme allemande Melious. Pour expliquer ce changement brutal de cap, le fondateur d’Ecosia, Christian Kroll, a d’abord avancé les arguments du prix et de la performance, indiquant que Mistral AI était en retard sur certains concurrents. Outre ces problèmes de performances, le changement permettrait, toujours selon Christian Kroll, à Ecosia de diviser ses coûts par deux.
La lignite allemande préférée au nucléaire français
Néanmoins, d’autres arguments avancés par Christian Kroll sont pour le moins surprenants. Ce dernier aurait ainsi expliqué que l’utilisation de Mistral ne correspondait pas aux objectifs environnementaux du moteur de recherche. Comprenons que dans le cas présent, le nucléaire fait tâche.
Entraînée et hébergée en France, Mistral AI bénéficie pourtant du mix électrique largement décarboné de la France, annoncé à 19,6 g de CO2eq/kWh sur l’année 2025 par RTE. À l’inverse, les nouveaux modèles IA d’Ecosia reposent sur le mix électrique allemand, d’une intensité carbone de 298 g de CO2 équivalent par kWh, et ont été entraînés en Chine, où l’intensité carbone est de 485 gCO2eq/kWh sur l’année 2025 (selon Electricity Maps) !
Face à ce constat, il est très difficile de ne pas voir un choix principalement politique dans la décision d’Ecosia de préférer des modèles chinois. D’ailleurs, Christian Kroll a également évoqué le manque de souveraineté de l’IA made in France à cause de ses investisseurs internationaux, un autre argument justifiant difficilement le choix de modèles chinois.
L’éolienne à quatre mâts d’Eolink verra-t-elle un jour le jour ? La réponse est de moins en moins certaine. Après de nombreux retards sur l’assemblage de son prototype, la startup vient d’être placée en redressement judiciaire et doit trouver un repreneur pour survivre.
Les temps sont durs pour la startup anglo-française Eolink. Fondée en 2015, elle travaille depuis plus de 10 ans à la conception d’une éolienne spécifiquement conçue pour la pleine mer. Alors que son démonstrateur de 5 MW est enfin prêt à être assemblé sur le port de Brest, avec deux ans de retard, la startup vient finalement d’être placée en redressement judiciaire et cherche désormais un repreneur.
L’entreprise a annoncé cette nouvelle sur le réseau social LinkedIn, en indiquant qu’il y avait deux opportunités distinctes. La première consiste en la reprise des capacités de conception de l’entreprise, qui sont parfaitement adaptées aux secteurs de l’éolien offshore flottant, de l’industrie navale et offshore. Ces capacités de conception intègrent des méthodes, des logiciels et des brevets.
Que va devenir le démonstrateur qui devait être assemblé à Brest ?
En parallèle, l’entreprise propose à la vente son démonstrateur de 5 MW, dont tous les composants sont stockés à Brest en attente d’être assemblés. Une fois montée, l’éolienne doit mesurer 150 mètres de haut en bout de pale pour 50 mètres de côté. Ses ancrages en mer sont déjà en place, sur le site SEM-REV, au large du Croisic. Évidemment, il est possible pour un repreneur de combiner les deux opportunités.
Difficile de savoir ce que va devenir cette éolienne innovante, mais l’histoire d’Eolink rappelle tristement celle de Sabella, ce spécialiste français de l’hydrolien qui avait été placé en liquidation judiciaire en janvier 2024. Quelques mois plus tard, son prototype d’hydrolienne D10, installé au large d’Ouessant, avait tout de même trouvé un repreneur. Espérons que l’issue du dossier Eolink soit plus positive.
Dans l’Aveyron, EDF lance les premiers coups de pioche du colossal projet d’extension de la station de pompage-turbinage de Montézic. Ce chantier, qui consiste notamment à creuser une seconde centrale souterraine, ajoutera 460 MW de puissance aux 920 MW existants. Les travaux de reconnaissance viennent de débuter.
Avant de percer une centrale électrique au cœur d’une montagne, il faut savoir ce qu’il y a dedans. C’est tout l’enjeu du chantier lancé en juin 2026 dans la vallée de la Truyère, où le groupe NGE, prestataire d’EDF, perce les premières galeries de reconnaissance du projet Montézic 2. Un chantier de 24 mois qui a discrètement commencé en juin 2026.
Le site aveyronnais abrite déjà une station de transfert d’énergie par pompage (STEP) de 920 MW (voir notre reportage). Le principe est simple : deux bassins placés à des altitudes différentes, de l’eau pompée dans le bassin supérieur quand l’électricité est abondante, puis turbinée dans le bassin inférieur lors des pics de consommation. Montézic 2 ajouterait 460 MW à cet ensemble, soit la moitié de la puissance actuelle, sans modifier la capacité des bassins.
Sonder les roches avant de creuser la centrale souterraine
Si cette extension n’a pas encore obtenu tous les feux verts de l’État, EDF anticipe. L’électricien national a ainsi confié à NGE les travaux de reconnaissance du terrain. Le but du chantier est d’ausculter la roche : caractéristiques géologiques et hydrogéologiques, stabilité, présence d’eau. Ces données serviront à sécuriser la conception des futurs ouvrages et à affiner les choix techniques avant de s’engager sur des travaux autrement plus lourds. Sont donc prévus une galerie d’accès de 727 mètres, deux galeries exploratoires de plus de 550 mètres cumulés, soit 1 280 mètres au total, complétés par des sondages et essais géotechniques.
Le creusement se fait à l’ancienne, à l’explosif, méthode toujours adaptée aux roches dures du massif. S’ajoutent l’aménagement des plateformes de chantier et des réseaux provisoires, puis la gestion de 75 000 m³ de déblais, que NGE promet de valoriser au plus près du site. Des opérations de revégétalisation et de stabilisation des sols sont également prévues.
Quand on n’a pas (ou presque pas) de mine de lithium, on a des idées. Pour produire des batteries lithium en France, une startup a décidé de puiser sa matière première dans nos déchets, et de faire des batteries usagées une véritable ressource.
Faire du neuf avec du vieux. Voilà un adage que la startup française VoltR a pris au pied de la lettre. Basée à Verrières-en-Anjou, non loin d’Angers, l’entreprise s’est donné pour mission de donner une deuxième vie aux batteries lithium. Pour cela, elle collecte, diagnostique et remet à neuf des batteries. Ces nouvelles batteries peuvent alors être utilisées pour de nombreux usages comme l’outillage, la domotique, la micromobilité ou encore le stockage mobile.
Son dispositif, lancé en 2022, a permis la remise sur le marché de 20 000 packs de batteries. Forte de cette réussite, l’entreprise vient de lever 22 millions d’euros, dont 16 millions d’euros proviennent de BPIFrance et de Decathlon Pulse, la filiale d’investissement du célèbre équipementier sportif. Cette levée de fonds devrait permettre de doubler la surface de l’usine et de multiplier par six la production d’ici deux ans.
La France va bientôt extraire du lithium de son sous-sol
Si le projet VoltR a une grande importance stratégique pour la France, rappelons que la France pourrait bientôt compter comme un producteur de lithium à part entière grâce à plusieurs projets d’extraction. Le premier est porté par Imerys, dans le Massif central. Située sous la carrière de kaolin de Beauvoir, cette mine pourrait être mise en service à partir de 2028. En parallèle, des projets visent à extraire le lithium de saumures géothermales situées dans les sous-sols alsaciens.
Face à une chaîne d’approvisionnement stratégique très dépendante des importations, VoltR propose une alternative qui renforce la souveraineté nationale, tout en limitant l’impact des batteries sur l’environnement en maximisant leur durée de vie.
Grâce à l’industrialisation de son procédé, VoltR espère faire émerger en Europe une chaîne de valeur circulaire complète, depuis la collecte jusqu’au recyclage de la matière quand la réutilisation n’est plus possible.
Projet central du corridor de transport d’hydrogène H2Med, le pipeline Hy-fen qui doit traverser la France du nord au sud se concrétise avec le début de la consultation publique. Il doit permettre d’alimenter les industries gourmandes en énergie du nord de l’Europe grâce à de l’hydrogène zéro carbone produit dans la péninsule ibérique.
820 kilomètres. Voilà la longueur du pipeline Hy-Fen, que Natran prévoit de construire à travers la France. Partie intégrante du projet européen H2Med, ce pipeline doit permettre de transporter 2 millions de tonnes d’hydrogène par an depuis le sud de la France jusqu’en Allemagne. Mais avant la mise en service, prévue en 2032, Natran a du pain sur la planche. L’ex-GRTGaz doit transformer un fuseau de 4 à 6 kilomètres en un tracé précis, d’une dizaine de mètres de largeur seulement. Le tracé définitif devra prendre en compte un ensemble de contraintes des territoires traversés et des autres grands projets potentiellement prévus.
Pour l’heure, une consultation est en cours auprès des 512 communes françaises concernées, et devrait se terminer le 20 décembre 2026. Le pipeline doit démarrer à Fos-sur-Mer et rejoindre la frontière allemande, en passant par la région PACA, l’Occitanie, l’Auvergne-Rhône-Alpes, la Bourgogne-Franche-Comté et le Grand Est. Le début des travaux est espéré pour 2030.
Le pipeline Hy-fen est une partie intégrante du projet H2Med, un ensemble d’interconnexions destinés à faciliter le transport d’hydrogène décarboné produit en Espagne et au Portugal, pour alimenter des complexes industriels difficiles à décarboner dans le nord de l’Europe. L’objectif est d’atteindre 2 millions de tonnes d’hydrogène par an, soit 10 % de la consommation européenne estimée. Ce corridor est composé, entre autres, du projet BarMar, censé relier Barcelone et Marseille.
Dans ce projet, la France joue un rôle central pour le transport de l’hydrogène, mais également potentiellement pour son utilisation. Le développement de l’hydrogène pourrait permettre de décarboner des industries comme la sidérurgie, la chimie ou les carburants de synthèse, en particulier au nord du pays.
Le parc éolien offshore d’Oléron a peut-être du plomb dans l’aile, mais cela n’empêche pas les communes de l’île de miser sur une électrification totale d’ici 2050 pour gagner en autonomie. Cette ambition est un immense défi, car l’île ne produit presque pas d’électricité et a des besoins importants en énergie fossile pour le chauffage des bâtiments, le transport et les activités maritimes.
La plus grande île française métropolitaine après la Corse vient de rejoindre la liste des 100 territoires pionniers de l’électrification du pays. Cette annonce vient sceller les ambitions d’une île qui veut atteindre l’autonomie énergétique d’ici 2050. Pour cela, c’est le solaire qui devrait être privilégié. Il faut dire que l’île bénéficie de bonnes conditions d’ensoleillement, qui devraient lui permettre de produire une grande partie de ses besoins électriques.
À ce jour, l’île dépend presque exclusivement du continent pour ses besoins en énergie. Elle ne dispose que d’un petit mégawatt-crête de capacité de production solaire, pour une production équivalente à la consommation de 1000 personnes.
Pour mener à bien cette ambition, l’intercommunalité locale a lancé le projet Solair’IO, qui repose sur le déploiement de 10 000 mètres carrés de panneaux photovoltaïques afin de couvrir 40 % des besoins en électricité d’une centaine de bâtiments publics. Il faudra cependant veiller à « ne pas consommer d’espaces naturels ou détruire les paysages de l’île », a indiqué Christophe Sueur, premier vice-président de la Communauté de communes Oléronaise et maire de Saint-Pierre-d’Oléron.
En parallèle, l’électrification de l’île devrait passer par la sortie de l’usage du fioul domestique, et par le déploiement de bornes de recharge rapide. D’ailleurs, la mobilité électrique doit être renforcée, y compris dans le domaine maritime. Afin d’optimiser l’usage de l’énergie solaire, des solutions de stockage de l’électricité pourraient être envisagées.
Plus qu’un simple effet d’annonce, le dispositif « 100 territoires d’électrification » vise à créer des procédures et des automatismes pour permettre une accélération de l’électrification à l’échelle nationale. Le dispositif, dont les lauréats ont été annoncés au début du mois, comprend un accompagnement renforcé de l’État. Cet accompagnement passe par un accès facilité aux dispositifs existants, mais également à des services d’ingénierie pour faire émerger et accélérer les projets. Les territoires en question pourront également bénéficier d’un appui concernant la communication et la sensibilisation.
L’île d’Oléron a du pain sur la planche, car au-delà de l’électrification des bâtiments, qui comprend la sortie du fioul ou du gaz, il faudra également électrifier les mobilités, ainsi que les activités.
Prêt à taux zéro pendant le chantier, fiscalité allégée, risque de taux transféré à l’État : le projet de budget 2027 déroule le tapis rouge aux six premiers EPR2. Reste à savoir combien ça coûtera.
On savait que le Livret A financerait les futurs réacteurs d’EDF. On sait désormais à quelles conditions. Et elles sont généreuses. Le projet de loi de finances pour 2027 crée un programme budgétaire qui, en tout cas, fait la part belle au nouveau nucléaire. Et que l’État paie, à la place d’EDF, une partie des intérêts du prêt que lui accorde la Caisse des dépôts.
Ce prêt, garanti par l’État, couvre 60 % d’un chantier dont le devis dépasse les 70 milliards d’euros. Tant que les réacteurs sont en construction, l’électricien ne verse pas un centime d’intérêts. Une fois qu’ils produisent, le taux passe à 3 %. Fixe, quoi qu’il arrive. Le capital, lui, sera remboursé sur trente-cinq ans.
Qui paie quand le Livret A augmente comme cela devrait être le cas ?
Pas EDF. Car l’argent prêté a un coût variable : il suit le taux du Livret A, majoré d’un point. L’État joue donc l’amortisseur. Pendant le chantier, il règle tout à la Caisse des dépôts. Ensuite, tout dépend du taux du livret préféré des Français. Si son taux dépasse 2 %, le contribuable complète. S’il passe en dessous, c’est EDF qui reverse la différence à l’État. Un contrat pour différences, finalement.
D’après des simulations de Bercy relevées par Contexte, le total des intérêts irait d’une quarantaine de milliards d’euros dans un scénario de taux bas à près de 90 milliards en cas de gros retard. Du simple au double dans l’étude d’impact du projet de loi des finances.
La taxe sur les installations nucléaires, sans changement de règle, les EPR2 l’auraient payée plein pot dès leur autorisation, des années avant de produire leur premier kilowattheure. Ils bénéficieront finalement du tarif réduit, celui des installations à l’arrêt, jusqu’à leur mise en service. Les petits réacteurs modulaires et les sites de gestion des déchets en profiteront aussi.
En commission, là où le PLF est discuté actuellement, insoumis et écologistes ont réclamé la suppression pure et simple des deux mesures. Ils dénoncent un transfert des risques vers l’État. À défaut, LFI veut une clause de remboursement si les réacteurs s’avèrent plus rentables que prévu. Le groupe défend aussi, pour le principe, un grand plan pour les énergies renouvelables à la place des EPR2.
Pour répondre au défi de la décarbonation des transports collectifs, la région Centre-Val de Loire mise sur le retrofit de ses cars scolaires. Cette solution, encore peu déployée, pourrait rendre l’électrification des usages plus abordable d’un point de vue financier.
La décarbonation du secteur du transport routier est une équation difficile à résoudre, en particulier au sujet des poids lourds. Les collectivités territoriales sont confrontées à cette problématique à travers le ramassage scolaire et le transport interurbain, aujourd’hui assurés presque exclusivement par des autocars à propulsion diesel.
En Centre-Val de Loire, une expérimentation a été lancée en 2022 autour du rétrofit de ces autocars diesel en partenariat avec l’entreprise de transport Transdev. L’objectif est de réduire drastiquement les émissions de CO2 de ces missions, sans pour autant devoir investir dans des véhicules électriques neufs, au tarif souvent prohibitif. Après de premières conversions réussies, la région passe à la vitesse supérieure en inaugurant un atelier de conversion.
Pour en arriver là, de nombreuses étapes ont dû être franchies, comme l’homologation du premier autocar rétrofité d’Europe. L’opération a été réalisée en 2023 par l’entreprise française Retrofleet, qui a remplacé le groupe motopropulseur diesel d’un Iveco Crossway pour le remplacer par un moteur électrique Dana TM4 et un ensemble de 192 kWh de batterie LFP. Avec ce nouveau matériel, l’autocar est bridé à 90 km/h et affiche une autonomie de 150 km.
C’est peu, mais c’est aujourd’hui l’une des rares solutions pour éviter les émissions de CO2 pour ce type de véhicule. D’ailleurs, Retrofleet annonce une réduction des émissions de l’ordre de 87 %, pour une durée de vie surprenante de 40 ans en usage scolaire. Fort de cette première réussite, la région et Transdev visent désormais la conversion de 20 autocars supplémentaires grâce au nouvel atelier installé à Château-Renault, entre Tours et Blois.
Le déploiement des pompes à chaleur comme principal moyen de chauffage des logements fait partie intégrante du plan d’électrification français. Néanmoins, le remplacement d’une chaudière à énergie fossile par une pompe à chaleur nécessite souvent un budget important, et n’est pas à la portée de tous. Pour aider les foyers les plus modestes, le gouvernement vient de lancer une nouvelle subvention, sous une forme qui se rapproche du « leasing social » mis en place pour les voitures électriques.
Annoncé en juillet par la ministre de l’Énergie Maud Bregeon, ce dispositif à destination des ménages modestes n’a de leasing que le nom. Contrairement à ce qui se pratique dans l’automobile, la location longue durée (ou leasing) d’une pompe à chaleur est un mode de financement qui permet de remplacer une chaudière au gaz, au fioul ou au charbon par une pompe à chaleur. Le foyer devient propriétaire de l’appareil dès son installation.
Avec ce mode de financement, chaque ménage bénéficiant du leasing doit verser un paiement mensuel comprenant le reste à charge de l’appareil, son entretien et, en option, un abonnement d’électricité. Pour éviter un coût trop élevé, la règle imposée par le gouvernement est simple : ce paiement ne doit pas dépasser la dépense d’énergie mensuelle d’avant travaux. L’offre est réservée aux revenus modestes ou très modestes.
Notons que chaque offre proposée par ces groupements doit comprendre une pompe à chaleur air/eau après étude du logement, un contrat de maintenance d’au moins trois ans qui couvre l’entretien courant et les pannes, et la prise en charge des demandes d’aides et le financement du reste à payer. Une offre d’électricité à prix fixe pendant trois ans est également comprise, mais peut être refusée par le propriétaire.
La fourchette d’installation attendue par le gouvernement d’ici fin 2028 ne cesse d’évoluer. Si on parlait de 20 000 à 35 000 PAC mises en service en deux ans, l’objectif aurait finalement été relevé à 55 000.
Marché SPOT, day-ahead, long terme, infrajournalier. Voilà autant de notions qui sont évidentes pour les habitués du marché de gros de l’électricité, mais qui ressemblent à du chinois pour le commun des mortels. Dans cet article, nous revenons sur le fonctionnement du marché de l’électricité à l’échelle européenne, et sur les méthodes qui permettent d’en calculer le prix.
Le prix de l’électricité fait souvent la une de l’actualité. Il illustre parfaitement les conséquences financières des tensions géopolitiques, des enjeux de la décarbonation et même du changement climatique. Pourtant, tout le monde ignore comment il est établi, et surtout à quoi il fait référence. C’est donc l’heure de faire un point sur le marché de gros de l’électricité, et sur les raisons pour lesquelles chaque Français risque d’y prêter de plus en plus attention.
En simplifiant la situation française, on distingue deux types de marchés : le marché à long terme et le marché SPOT, qui permet des ajustements plus fins au jour le jour. Cette combinaison des deux permet d’atteindre un équilibre constant entre l’offre et la demande. Ce dernier est ensuite affiné en temps réel par RTE, le gestionnaire français du réseau d’électricité.
Avant de rentrer dans le vif du sujet, il faut d’abord revenir sur les différents acteurs qui animent ce marché. On retrouve :
Les producteurs d’électricité, qui négocient et vendent la production de leurs centrales électriques. Par exemple : EDF, TotalEnergies ou encore Engie.
Les fournisseurs d’électricité, qui négocient et s’approvisionnent en électricité pour ensuite la vendre à des clients finals pour leur consommation.
Les négociants, qui achètent spécifiquement de l’électricité pour la revendre ensuite, permettant ainsi de favoriser la liquidité du marché.
Les opérateurs d’effacement, qui valorisent la consommation évitée de ses clients en cas de manque de production.
Ces quatre acteurs effectuent des échanges et des transactions sur des bourses, ou de gré à gré.
Le marché à long terme, socle financier du marché de l’électricité
Pour ces échanges et ces transactions, on retrouve d’abord les produits à terme. Les différents acteurs du marché de l’électricité peuvent conclure des contrats sur les semaines, mois et même années à venir. Ces contrats permettent de sécuriser un approvisionnement sur le long terme, d’éviter les mauvaises surprises à cause d’un prix au jour le jour trop élevé. Enfin, ce type de contrat permet de s’assurer un approvisionnement en électricité bas carbone.
Parmi les exemples récents de contrats sur le long terme, il y a les récents accords passés entre EDF et de grands consommateurs comme ArcelorMittal, Lafarge ou TotalEnergies, grâce au contrat d’allocation de production nucléaire (CAPN). Notons que les volumes enregistrés sur les marchés à terme ont atteint 1897 TWh en 2025 pour une consommation d’électricité de seulement 451 TWh. Cela s’explique par le fait que chaque MWh peut faire l’objet de plusieurs transactions entre le producteur, le fournisseur et un potentiel négociant. De plus, ces contrats servent souvent de couverture, mais ne correspondent pas forcément à des MWh physiques.
De ce fait, les ajustements sont nombreux. À cela s’ajoutent des acteurs purement financiers qui prennent temporairement des positions pour les échanger plus tard.
Le marché SPOT au cœur de l’équilibre offre/demande
Au-delà des marchés à long terme, le SPOT est un marché de l’électricité à très court terme. Il permet d’acheter et de vendre de l’électricité pour le lendemain ou le jour même. Il se compose de deux segments, le day-ahead et le intraday.
Day-ahead, ou marché journalier
C’est ce marché qui fixe le prix de référence de l’électricité. Chaque jour, les acteurs (producteurs et consommateurs) du marché fixent des ordres pour toute la journée du lendemain, ce qui aboutit à une enchère journalière unique, de dimension européenne, qui confronte offre et demande. Les capacités de production sont classées selon la règle du merit order (les MWh les moins chers sont choisis en premier) jusqu’à atteindre le niveau de consommation estimé. Pour illustrer, quand les besoins s’élèvent à 60 GW d’électricité, la production peut se présenter de cette manière :
45 GW de volume cumulé de nucléaire, dont le coût est de 50 €/MWh.
13 GW d’hydroélectricité, dont le coût est de 70 €/MWh.
2 GW de centrales à gaz, dont le coût est de 160 €/MWh.
Le dernier producteur nécessaire pour équilibrer le système, souvent appelé centrale marginale, fixe le prix pour l’ensemble des MWh retenus sur cette période. Dans notre exemple, cela signifie que les 60 GW de production seront rémunérés à 160 €/MWh. Conséquence de ce mode de fonctionnement, lors des épisodes de forte consommation, même les moyens de production au coût très élevé sont mobilisés, ce qui engendre une forte hausse des prix.
Notons que les MWh échangés sur le marché spot day-ahead ne sont qu’une fraction de la consommation d’électricité totale française. En 2025, 139 TWh d’électricité ont été achetés via le marché day-ahead, sur une consommation totale de 451 TWh.
Surveiller le prix de référence du MWh en temps réel
La plateforme éCO2mix de RTE permet de consulter le prix de l’électricité sur le day-ahead sur 9 pays européens, au pas de 15 minutes. On peut y voir les fortes fluctuations du prix de l’électricité au fil de la journée.
Intraday, ou marché infrajournalier
Pour finir, afin d’affiner avec précision l’équilibre entre offre et demande, il existe un autre marché SPOT, l’intraday, qui prend la forme d’un marché continu et permet d’ajuster presque en temps réel les capacités de production aux besoins de consommation, jusqu’à une heure avant la livraison effective du MWh d’électricité. Il existe également trois enchères par jour dédiées à la maille de 15 minutes.
Abonnement à tarification dynamique, l’avenir de la fourniture d’électricité pour les particuliers ?
Jusqu’à récemment, pour les Français, ce marché de gros de l’électricité n’avait que peu d’incidence sur la facture d’électricité à la fin du mois, mais cela pourrait changer dans les années à venir. Le déploiement massif de capacités de production d’électricité renouvelable a eu pour effet d’augmenter fortement la volatilité du prix de l’électricité. Du printemps à l’automne, il n’est pas rare de voir le prix de l’électricité passer de 0 €/MWh à plus de 200 €/MWh sur la journée.
Cette grande volatilité est un inconvénient pour certaines situations, mais peut également être un avantage pour tous les acteurs de flexibilité qui ont des capacités de stockage. Or, le marché des batteries domestiques progresse, tandis que certains fournisseurs d’électricité commencent à proposer des abonnements à tarification dynamique. Comprenez que le prix proposé est indexé au prix SPOT day-ahead.
La combinaison des deux permet, en théorie, à chacun d’acheter de l’électricité quand elle est la moins chère pour la réutiliser pendant les périodes de tensions énergétiques. Cette solution pourrait permettre une baisse de la facture d’électricité, tout en participant de manière concrète à l’équilibre du réseau.
Saturation des réseaux, règles d’urbanisme : l’installation d’une centrale photovoltaïque ne s’improvise pas et relève de plus en plus du casse-tête que de la simple prospection. Pour aider les développeurs de projets à trouver de nouveaux emplacements, une société a mis au point une plateforme interactive qui fait ces recherches automatiquement grâce à l’IA.
À mesure que les énergies renouvelables se développent en France, trouver des emplacements pour installer de nouveaux projets devient de plus en plus difficile. Pour faciliter le travail des développeurs de projets, la société norvégienne Glint Solar vient de lancer Land Screening, une plateforme en ligne qui permet de déterminer des sites potentiels pour installer des centrales photovoltaïques et/ou des batteries de stockage.
Fonctionnant notamment grâce à l’IA, cette plateforme en ligne considère de nombreuses données comme les infrastructures réseaux et leur capacité d’accueil, les zonages d’urbanisme, la topographie et d’autres contraintes de développement. Selon l’entreprise, ce nouvel outil permet de scanner l’ensemble du territoire français pour éviter de perdre du temps lors d’interminables phases de prospection.
Les résultats obtenus, à l’échelle de la parcelle, permettent ensuite de faire une analyse de terrain plus précise pour limiter les risques de refus de permis. Déjà utilisée par des acteurs majeurs du photovoltaïque comme TotalEnergies ou Photoshop, la plateforme aurait fait augmenter le taux d’obtention de permis de 30%.
Ce type d’outil est d’autant plus important que les capacités de raccordement sont toujours plus limitées, la faute à un réseau qui commence à saturer. Contrairement aux grandes centrales thermiques ou nucléaires, les énergies renouvelables sont généralement installées sur des sites où les besoins en électricité sont modestes. De ce fait, les infrastructures locales de transport d’électricité sont souvent rapidement saturées.
De cette situation résultent des délais de raccordement qui s’allongent. Heureusement, des investissements massifs en la matière sont prévus pour les 15 prochaines années. Mais la situation ne devrait pas se débloquer du jour au lendemain.
À défaut de pouvoir stopper net les émissions de CO2, le projet Greensand propose une alternative : renvoyer le CO2 d’où il vient, c’est-à-dire dans des réservoirs géologiques souterrains. C’est d’ailleurs via les infrastructures d’une ancienne plateforme pétrolière que le projet Greensand vient de commencer à injecter du CO2 dans le sol, au cœur de la mer du Nord.
Le projet Greensand vient officiellement de commencer à enterrer du dioxyde de carbone par 1800 mètres de fond, au beau milieu de la mer du Nord. Porté par Ineos, Harbour Energy, le gouvernement danois et l’Union européenne, ce site constitue le premier projet de captage et de stockage de CO2 (CCS) de l’Union européenne.
Le réservoir de Greensand est situé à 250 km des côtes danoises. Situé au niveau de l’ancienne plateforme pétrolière Nini Ouest, il doit d’abord accueillir 400 000 tonnes de CO₂ liquéfié par an avant d’atteindre le rythme de 4 à 8 millions de tonnes de CO₂ par an d’ici 2030.
Premier site de l’Union européenne, mais pas de l’Europe
Bien qu’imparfaites, les solutions de stockage du CO2 constituent le seul espoir de neutralité carbone pour de nombreuses industries émettrices de CO2. Ce n’est d’ailleurs pas un hasard si un pipeline destiné au transport du CO2 est en construction dans l’ouest de la France, jusqu’à Montoir-de-Bretagne. Celui-ci devrait permettre d’acheminer le CO₂ émis par des cimentiers comme Lafarge ou Lhoist jusqu’au terminal de Montoir, pour être transporté par voie maritime jusqu’en Norvège. Le pays scandinave accueille le premier site de stockage de CO₂ européen : Northern Lights. Inauguré il y a deux ans, presque jour pour jour, celui-ci utilise cette fois un ancien réservoir aquifère marin qui séquestrait de l’eau salée.
À terme, d’autres sites devraient proposer les mêmes services. Il n’est pas impossible que la France en accueille quelques-uns, si l’appel à manifestation de 2024 sur le sujet porte ses fruits.
Une récente enquête rapporte qu’au moins 11 auteurs du GIEC seraient liés de près ou de loin à l’industrie pétrolière d’Arabie saoudite, certains étant directement salariés de l’immense Saudi Aramco. Cette découverte pose question sur la neutralité de l’organisation internationale en charge de caractériser le changement climatique.
Une récente enquête journalistique menée par 4 médias, dont L’Humanité et The Guardian, risque d’altérer la réputation du GIEC, dont le prochain rapport est attendu avec impatience pour 2028. Cette enquête révèle les liens directs ou indirects de 11 auteurs avec la filière du gaz et du pétrole en Arabie saoudite. Ces liens posent des questions sur l’indépendance du GIEC, et sur de potentiels conflits d’intérêts qui viendraient entacher la solidité des rapports publiés.
Créé en 1988, le Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat, mieux connu sous le nom de GIEC, a une importance capitale sur la caractérisation du changement climatique, de ses causes et de ses conséquences. Son dernier rapport, publié sous la forme de plusieurs documents entre 2021 et 2023, est très souvent utilisé comme référence commune pour juger de la cohérence des politiques de décarbonation et de protection face aux risques climatiques.
Les 11 auteurs visés par l’enquête en question appartiennent au groupe de travail nᵒ 3 du GIEC, qui traite de l’atténuation du changement climatique, et qui est donc directement lié aux choix politiques et économiques à l’échelle mondiale, ce qui suscite de nombreuses inquiétudes quant à l’objectivité des prochaines conclusions retenues.
Le GIEC n’a pas manqué de répondre que « les affiliations professionnelles ne constituent pas, à elles seules, un conflit d’intérêts et que les situations signalées ont pu être résolues ». En d’autres termes, avec ces 11 auteurs, le GIEC aurait appliqué sa politique interne sur les conflits d’intérêts, et donc il n’y en aurait pas. Le GIEC a également rappelé que chaque rapport était rédigé conjointement par plusieurs centaines d’auteurs, rendant presque impossible la transcription finale de volontés individuelles.
Pourtant, la question se pose, car plusieurs de ces auteurs appartiennent à Saudi Aramco, qui est tout simplement la plus grande entreprise pétrolière au monde, produisant près de 3,8 milliards de barils bruts de pétrole par an. L’entreprise posséderait des réserves suffisantes pour maintenir cette cadence de production pendant encore 70 ans.
L’une des personnes ciblées par l’enquête concerne Mustafa Babiker, salarié de Saudi Aramco depuis 2006, et coordinateur du chapitre sur l’analyse des politiques publiques du prochain rapport. On retrouve aussi Diego Armando Moya-Pinta, chercheur en système énergétique et principal auteur du chapitre 9 du 7ᵉ rapport du GIEC, intitulé « Energy Systems ». Il avait déjà été relecteur du 6ᵉ rapport. Plusieurs de ces auteurs sont également impliqués, chez Saudi Aramco, dans des projets de captage et stockage de CO2 (CCS), ce qui peut laisser envisager une surreprésentation de cette solution par rapport à son intérêt réel.
C’est une belle opération de communication mais aussi un révélateur du potentiel des batteries à fournir de l’électricité dans les situations d’urgence. Aux États-Unis, le fabricant chinois de batteries portatives Jackery dévoile une gamme conçue en partenariat avec la Croix-Rouge locale. Trois stations d’énergie dotées d’une fonction de recharge automatique déclenchée par alerte météo, mais réservées pour l’instant au marché nord-américain.
Outre-Atlantique, Jackery vient de dévoiler une gamme inédite cosignée avec l’American Red Cross. Baptisée « HomePower Emergency Pro Series », il s’agit de trois batteries déjà existantes au catalogue : les HomePower 1000 Plus v2, 2000 Plus v2 et 3600 Plus. Certains de ces modèles sont d’ailleurs commercialisés en France en version classique sous l’appellation « Explorer ». Ces batteries sont destinées aussi bien aux secouristes professionnels qu’aux particuliers et visent exclusivement le marché nord-américain pour le moment. Aucune commercialisation n’est à ce jour annoncée en Europe.
La nouvelle gamme cosignée avec la Croix-Rouge américaine / Image : Jackery.
Deux fonctions inédites pour anticiper les catastrophes
La vraie nouveauté de cette édition Croix-Rouge ne se trouve pas dans la fiche technique, mais dans le logiciel. Selon Jackery, une fonction « Storm Alert » (alerte de tempête) a été ajoutée. Elle surveille les prévisions météo via l’API OpenWeather et, dès qu’un épisode météo violent est détecté, recharge automatiquement la batterie à 100 % en prévision d’une coupure de courant. Elle passe outre les limites de charge définies par l’utilisateur et les plannings programmés, en envoyant une notification pour signaler son déclenchement.
Cette fonction est toutefois déjà présente sur les batteries Jackery vendues en France que nous avons pu tester. Autre option, explique Jackery : l’ « Emergency Reserve Mode », qui verrouille une part de la capacité réglable entre 20 et 100 % depuis l’application. Cette réserve d’énergie reste inaccessible au quotidien et ne se libère que par un déverrouillage dédié, avant de se re-verrouiller automatiquement. L’idée est de pouvoir faire face aux coupures de courant inattendues malgré une batterie en apparence déchargée.
Des capacités de stockage de 1 à 3,6 kWh
La gamme de batteries peut être rechargée en continu par des panneaux solaires, ce qui permet à l’utilisateur de disposer d’une alimentation sans interruption si l’ensoleillement est correct. Côté performances, la plus petite batterie, la « HomePower 1000 Plus v2 » offre 1 024 Wh de stockage pour 1 800 W de puissance AC et un poids de 10,8 kg. Le modèle intermédiaire, la « 2000 Plus V2 » monte à 2 048 Wh pour 2 400 W de puissance en sortie et 18,8 kg sur la balance. La plus grosse batterie est la « HomePower 3600 Plus » avec 3 584 Wh de capacité et 3 600 W de puissance délivrée aux appareils et 35 kg. Elle est d’ailleurs montée sur roulettes avec un manche comme une valise trolley pour pouvoir être déplacée plus facilement.
Si l’opération sert bien évidemment la communication de Jackery, elle permet également de reverser 10 % des bénéfices effectués sur les ventes de la gamme Red Cross au profit des services de secours, sous forme de batteries offertes. La marque chinoise promet ainsi d’équiper gratuitement les pompiers, secouristes, techniciens des réseaux et autres intervenants de première ligne lors de situations d’urgence.
Installée à 27 km au large de l’embouchure du Rhône, une plateforme flottante autonome va mesurer pendant trois ans l’activité de la faune volante et les conditions météo sur la zone du futur parc éolien flottant Méditerranée Grand Large.
Avant de lancer le chantier du parc éolien flottant Méditerranée Grand Large, son promoteur (un consortium notamment formé par EDF Power Solutions, Maple Power et BW Ideol) a choisi d’aller mesurer sur place les éléments et la circulation des oiseaux. Le projet, inédit selon les industriels, est baptisé MARE, pour « Mesures et analyses radar pour l’environnement ». Il consiste en une plateforme flottante autonome bardée d’instruments scientifiques, mise à l’eau le 23 septembre 2026 depuis les quais de Fos-sur-Mer (Bouches-du-Rhône).
Des panneaux solaires, éoliennes et batteries pour l’autonomie
Développée par Ocergy, la plateforme OCG-Data est une sorte de tripode métallique de 28 mètres de diamètre, 16 mètres de haut et 42 tonnes. Elle est ancrée par 100 mètres de fond, à environ 27 kilomètres du littoral, au sud de la zone « Golfe de Fos 1 » délimitée par l’État dans le cadre de l’appel d’offres AO6, qui encadre la création de nouveaux parcs éoliens flottants.
Aucun câble ne la relie à la terre : elle produit sa propre électricité avec 18 panneaux solaires, trois petites éoliennes et un parc de batteries. Cette autonomie énergétique lui permet de fonctionner en continu au milieu de la Méditerranée, sans navire de ravitaillement permanent, assure le consortium.
Au cœur du dispositif, on retrouve un radar dédié au suivi des oiseaux et des chiroptères (dont font partie les chauves-souris), dont certaines espèces fréquentent la haute mer. Ce suivi durera trois ans, soit de quoi couvrir plusieurs cycles migratoires et repérer les couloirs de passage au-dessus de la future zone d’implantation.
La mission principale de la plateforme reste la mesure des éléments : elle enregistrera pendant un an la houle, le vent, les courants marins et les « turbulences météorologiques », des paramètres déterminants pour dimensionner les flotteurs et les ancrages. La maintenance sera assurée par Ocergy, tandis que l’analyse des données radar est confiée à Biotope, bureau d’études indépendant spécialisé dans l’écologie.
Un préambule à l’installation du futur parc éolien Méditerranée Grand Large
L’installation de la plateforme intervient à deux ans du lancement des travaux du futur parc éolien flottant Méditerranée Grand Large. Le parc comptera au maximum 19 éoliennes flottantes, à plus de 25 kilomètres de la côte, pour une puissance cumulée située entre 230 et 280 MW. La mise en service est estimée pour 2032, avec une exploitation prévue sur une trentaine d’années.
Il s’agit d’un des trois grands parcs éoliens flottants commerciaux prévus le long des côtes méditerranéennes françaises.
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