La Bretagne brille par ses habitants, ses paysages, ses spécialistes culinaires, mais pas par sa production d’électricité. En la matière, l’emblématique région a toujours joué les vilains petits canards, notamment à cause de l’absence de centrale nucléaire. Pourtant, cette situation est en train de changer grâce aux énergies renouvelables.

Il y a 20 ans, la production électrique bretonne était plus que modeste, avec seulement 0,8 TWh produits, dont 61% assurés par le barrage de la Rance. Cela ne représentait que 0,15% de la production nationale ! Mais le fort développement des énergies renouvelables a permis une progression conséquente en la matière, notamment grâce aux parcs éoliens terrestres. Dès 2014, ces derniers ont permis la production de 1,4 TWh, faisant grimper la production totale de la région à 2,8 TWh.

Si la Bretagne n’a pas pu se passer de la mise en service controversée d’une centrale à cycle combiné en 2021, à Landivisiau, elle a continué ses efforts en matière de production d’électricité. Résultat : la région a atteint les 6,7 TWh d’électricité en 2024, soit 8 fois plus qu’en 2004. Et si la centrale à cycle combiné est à l’origine de 24% de cette électricité, et à une augmentation des émissions de CO2 de la région, le reste est d’origine renouvelable.

Le chemin est encore long

Malgré cette progression, la Bretagne reste très largement déficitaire en électricité, et a dû importer 13,2 TWh d’électricité en 2023. Pour continuer d’augmenter sa production d’électricité, elle devra nécessairement aller plus loin que l’éolien terrestre, et compter sur l’éolien offshore. Mis en service en mai 2024, le parc éolien de Saint Brieuc montre tout ce potentiel maritime. En moins de 8 mois, sur l’année 2024, il a produit 1,2 TWh, soit 18% de la production régionale.

À partir de 2031, cette production devrait nettement grimper grâce à la mise en service du parc Bretagne Sud, et ses 250 MW, puis de son extension de 500 MW. L’année prochaine, un autre appel d’offres devrait paraître pour la création d’un parc de 110 éoliennes et d’une puissance de 2 GW à l’horizon 2035. Puis, un vaste projet pourrait voir le jour au large du Finistère. Mais pour ce dernier, rien n’est encore défini.

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L’espoir persiste, pour faire de l’hydrogène vert l’une des clés de la transition énergétique. Une nouvelle technologie d’électrolyse, dite SOEC, pourrait y participer grâce à un rendement plus élevé que les technologies existantes. Néanmoins, tout n’est pas gagné  du fait de contraintes d’utilisation importantes.  

Il ne fait que 2,6 MW de puissance, et pourtant, l’électrolyseur qui vient d’être mis en service dans la raffinerie NESTE de Rotterdam est unique en son genre. Ce prototype d’électrolyseur destiné à la production d’hydrogène, issu du projet européen MultiplHY, se distingue par une technologie novatrice : l’électrolyse à oxyde solide (SOEC). Comme tout électrolyseur, il casse les molécules d’eau grâce à un courant électrique pour obtenir le précieux gaz, accompagné de dioxygène. Mais ici, cette réaction se fait dans un environnement solide, contrairement aux électrolyseurs de type alcalin ou PEM. Cette différence permet d’atteindre un rendement énergétique bien supérieur. Alors que les électrolyseurs PEM ou alcalins affichent des rendement de l’ordre de 60%, un précédent projet SOEC de 2022 aurait atteint 84% d’efficacité. Ce nouveau prototype pourrait atteindre une efficacité encore supérieure.

Néanmoins, cette technologie a un inconvénient majeur : elle nécessite de grandes quantités de chaleur, puisque l’électrolyseur SOEC du fabricant SunFire nécessite une température de 850°C pour produire 60 kg d’hydrogène renouvelable par heure. Pour cette raison, cette technologie se destine principalement à des sites industriels dans lesquels il serait possible de récupérer la chaleur fatale.

Électrolyseur à oxyde solide et réacteur haute température : l’association parfaite ?

Du fait de ce besoin important de chaleur, l’électrolyseur SOEC se présente comm un candidat idéal afin de valoriser la chaleur fatale de grands sites industriels, dans des domaines comme la sidérurgie, le raffinage ou la chimie. Pour aller plus loin, on pourrait même imaginer l’association de cette technologie à des centrales nucléaires, afin de valoriser les immenses quantité de chaleur dégagées qui ne sont pas – ou peu – exploitées à l’heure actuelle. Si les réacteurs à eau pressurisée français n’atteignent pas des températures suffisantes, des réacteurs nucléaires à haute température, comme le projet JIMMY, pourraient permettre de produire plus efficacement de l’hydrogène, ou de combiner une production optimisée d’électricité et d’hydrogène.

Ce n’est, d’ailleurs, peut-être pas un hasard si, parmi les membres du consortium à l’origine de ce projet européen, on retrouve le Commissariat à l’énergie atomique (CEA). Voilà plus de 20 ans que ce dernier travaille sur la technologie des électrolyseurs à haute température.

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Maillon essentiel de la filière française de recyclage nucléaire, l’usine Melox a failli la conduire à la catastrophe, quand sa cadence a brusquement chuté à la fin des années 2010. Heureusement, Orano est parvenu à relever la barre, et l’usine est en pleine transformation pour répondre aux besoins de la filière au-delà de 2040. 

À Marcoule, site emblématique de la filière nucléaire française, on retrouve de nombreuses activités, et en particulier la production de combustible MOx (Mixed Oxide) grâce à l’usine Melox. Celle-ci fabrique des assemblages de combustibles à base de plutonium et d’uranium appauvri (moins de 10% de plutonium pour 90 % d’uranium appauvri), ce qui permet notamment de recycler le plutonium issu des réacteurs nucléaires français.

Le site a donc une importance capitale dans la gestion des déchets radioactifs. Pour cette raison, en 2022, Orano a décidé de lancer le programme GoMOx, visant à moderniser l’usine Melox pour y assurer la production de combustible MOx au-delà de 2040. Ce programme, d’un montant total proche de 400 millions d’euros, a pour objectif d’augmenter la production annuelle de MOx et d’atteindre les 125 tonnes par an d’ici 2030. Outre cette hausse de production, toutes les unités de production critiques doivent être doublées afin de fiabiliser le fonctionnement de l’usine et d’éviter les arrêts. D’ailleurs, la première des trois boîtes à gants prévues devrait bientôt être installée. Celle-ci affiche des mensurations hors norme avec 10 mètres de hauteur pour 50 tonnes.

Une usine de MOx qui revient de loin

Malgré cette dynamique positive, le destin de l’usine Melox a failli être tout autre. En regardant de plus près les chiffres de production annuelle du site, on constate une baisse soudaine de plusieurs années, de 2018 à 2022. Et pour cause, cette cassure de la production est le symbole d’une série d’évènements qui auraient pu avoir des conséquences catastrophiques sur toute l’industrie nucléaire française.

Tout a commencé en 2013, lorsque le site a changé de fournisseur de poudre d’uranium. La nouvelle poudre d’uranium, obtenue grâce à un procédé différent dans l’usine Lingen d’Orano, en Allemagne, affichait une granulométrie beaucoup plus fine que celle initialement produite au Tricastin. Ce changement, associé à des réductions d’effectifs et des pertes de compétences, a conduit à d’importants problèmes de qualité du combustible.

Baisse drastique de la production de MOx

Les pastilles de MOx produites affichaient des problèmes d’homogénéité de la teneur en plutonium. Certains assemblages radioactifs ont été classés non conformes, les rendant impropres à l’utilisation en réacteur. Cette situation a non seulement entraîné une baisse drastique de la production de MOx, tombant de 124 tonnes en 2013 à 51 tonnes en 2021, mais a également engendré une quantité massive de déchets. Ces rebus hautement radioactifs, car contenant du plutonium, ont entraîné une saturation des capacités d’entreposage de matières plutonifères à La Hague.

Heureusement, de nouveaux sites d’entreposage supplémentaires ont pu être créés à La Hague pour permettre ce stockage des déchets. Finalement, Orano est parvenu à redresser la barre en changeant de fournisseur, et en créant une nouvelle unité de production de poudre d’uranium sur le site de Malvési, près de Narbonne. La production annuelle est de nouveau en augmentation et a atteint 82 tonnes en 2023.

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Véritable bouleversement à l’échelle mondiale, l’intelligence artificielle inquiète par son développement massif, et sa potentielle consommation électrique. Pourtant, l’histoire récente nous montre que les futures évolutions technologiques pourraient largement réduire ces potentiels besoins électriques. 

La révolution de l’intelligence artificielle ne cesse de faire débat, en particulier à cause des perspectives de consommation énergétique qui y sont associées. Il faut dire qu’en moyenne, une requête auprès de ChatGPT consommerait six fois plus d’électricité qu’une recherche classique via Google. Face à cette explosion de l’IA, de nombreux observateurs craignent une consommation électrique qui pourrait avoir des conséquences climatiques directes, voire même créer des conflits d’usages du fait de fortes tensions sur le réseau électrique. Dans un récent rapport, The Shift Project n’a pas hésité à mentionner une multiplication par trois de la consommation des datacenters entre 2023 et 2030 à l’échelle mondiale.

De son côté, Thomas Veyrenc, membre du directoire de RTE, a pris la plume pour tenir un discours moins alarmiste sur la question, par le biais d’un poste sur le réseau Linkedin. D’abord, il rappelle que toutes les annonces, en particulier en matière de raccordement, ne doivent pas être prises pour argent comptant. Par exemple, un grand nombre de demandes de raccordement ont été doublées par des porteurs de projet, ce qui a tendance à gonfler les chiffres. D’autre part, on observe qu’à l’heure actuelle, les centres de données raccordés en France ne consomment que 5 TWh, soit environ 20 % de la capacité réseau qui leur a été attribuée.

Des évolutions technologiques difficiles à modéliser

Outre ces paramètres qui rendent difficiles les estimations de la consommation des centres de données à moyen et long terme, un autre paramètre vient perturber les modélisations : l’évolution des technologies.

À l’échelle de la France, depuis la fin des années 90, de nombreuses alertes ont été données sur le futur poids du numérique sur la consommation électrique de la France. Un rapport gouvernemental de décembre 2008 indiquait par exemple que la consommation des technologies de l’information et de la communication (TIC) représentait, en 2007, un peu moins de 60 TWh d’électricité par an. Ce même rapport prévoyait une hausse de la consommation électrique des TIC jusqu’à atteindre 20 % de la consommation française en 2012. Mais en 2025, l’ADEME a évalué l’impact du numérique sur l’environnement. Dans ce rapport, l’agence pour l’environnement a calculé une consommation d’électricité de l’ordre de 51,5 TWh pour le numérique, soit 11 % de la consommation française.

Des appareils moins énergivores qu’avant

Cette baisse de la consommation entre 2007 et 2022 s’explique par une transformation des usages, et une progression technologique colossale. Pour s’en convaincre, il suffit de comparer différents équipements de l’année 2007 à des appareils plus récents. On constate alors, en partant sur la même hypothèse d’utilisation journalière, qu’un ordinateur portable de 2007 (Lenovo ThinkPad X61) consomme trois fois plus, en moyenne, qu’un ordinateur portable actuel de gamme similaire (MacBook Pro). Pourtant, ce dernier affiche une puissance 19 fois supérieure ! La différence est encore plus impressionnante, quand on compare le PC portable de 2007 à un smartphone actuel (Apple iPhone 15 Pro). Ce dernier reste 10 fois plus puissant, malgré une consommation cinq fois plus faible. On peut d’ailleurs faire un constat similaire au sujet des téléviseurs. La puissance moyenne de téléviseurs de 42 pouces est passée d’environ 300 W en 2007 à environ 100 W en 2025, selon les technologies.

Ainsi, on peut imaginer que l’explosion des usages numériques devrait nécessairement conduire à une augmentation de la consommation d’électricité à travers le monde. Néanmoins, cette consommation pourrait être atténuée par les progrès technologiques, que ce soit en termes de matériel ou de logiciel.

Le cas de la France

En termes de production électrique, tous les pays ne sont pas logés à la même enseigne, en témoigne ce projet d’hôtel, en Belgique, qui pourrait ne pas être raccordé, la faute à un réseau saturé. Mais à ce sujet, le réseau électrique français bénéficie d’une excellente réputation. En plus d’être très peu carboné, ses quelque 89 TWh d’électricité exportés en 2024 témoignent de la capacité d’EDF à alimenter une forte croissance des usages numériques à moyen terme, voire à long terme, sans empiéter sur la décarbonation des autres usages.

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Malgré des émissions de CO₂ qui restent record, la Chine continue de sortir les grands moyens pour bâtir sa transition énergétique. Elle vient de lancer les travaux d’une ligne à haute tension et courant continu de plus de 2600 km pour acheminer l’électricité renouvelable du Tibet vers les industries proches de Hong Kong.

Dans la famille des records chinois en matière de production d’énergie, nous demandons l’une des plus grandes lignes à haute tension et courant continu au monde. Le pays vient, en effet, de lancer la construction d’une ligne électrique aux caractéristiques impressionnantes, à savoir :

• 2681 kilomètres de longueur,
• 10 GW de capacité,
• 800 kV de tension.

Pour un budget de 7,1 milliards d’euros, cette toute nouvelle ligne électrique va permettre d’acheminer l’électricité des grands sites de production d’énergie renouvelable tibétains vers la province du Guangdong, qui borde Macao et Hong-Kong.

Une construction complexe en un temps record

Il ne s’agira pas de la plus grande ligne HVDC terrestre au monde. Ce record est détenu par une autre liaison chinoise, qui relie Changji à Guquan depuis 2019. D’une longueur de 3324 kilomètres, elle affiche également une puissance légèrement supérieure avec 12 GW. Néanmoins, cette nouvelle ligne est remarquable par plusieurs aspects. D’abord, elle nécessite la construction de quatre stations de conversion. Côté tibétain, les stations seront situées à Chamdo et Lhassa, tandis qu’à l’est, elles seront créées à Guangzhou et Shenzhen.

Du fait de la géographie particulièrement complexe de la Chine, cette ligne à haute tension devra être déployée dans des zones montagneuses pour 90 % de son tracé, et même en haute montagne à hauteur de 30 %. Malgré ces contraintes exceptionnelles, le pays n’a prévu que 5 ans de travaux, et espère mettre la ligne en service en 2029.

Relier l’ouest à l’est en 9 milisecondes

Selon les données publiées, cette ligne devrait permettre à l’électricité de parcourir les 2600 km de la ligne en seulement 9 millisecondes. La création de cette ligne HVDC s’intègre dans un programme énergétique plus vaste du pays, qui consiste à créer des liaisons transversales dans le pays. Et pour cause, si la majorité des industries et des gros consommateurs d’électricité sont situés sur la côte est de la Chine, les régions étendues de l’ouest sont les zones les plus adaptées pour produire de l’électricité décarbonée.

Malgré sa puissance remarquable, la construction de cette ligne devrait d’ailleurs en amener d’autres. Par exemple, elle ne pourra transmettre qu’un tier de la production du futur plus grand barrage au monde, et ses 60 GW.

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Ancien fleuron de l’industrie nationale, le parc hydroélectrique français va enfin avoir droit à une cure de jouvence. Alors qu’un accord de principe a enfin été trouvé concernant l’avenir des concessions hydroélectriques, EDF s’apprête à reprendre les investissements pour moderniser ses barrages. Objectif : augmenter la puissance totale du parc de 20 %.

Le bras de fer semble enfin fini, entre la France et l’Union européenne, au sujet des barrages hydroélectriques tricolores. Conséquence de cette longue bataille juridique, les investissements étaient presque tous bloqués depuis plusieurs années. Mais en août, sous l’impulsion de François Bayrou, un accord de principe a enfin été trouvé, permettant de déverrouiller la situation. Cet accord repose sur trois points :

• Transformation des régimes de concession en régimes d’autorisation,
• Possibilité de maintenir les exploitations en place,
• Mise à disposition, par EDF, de 6 GW de capacité de production virtuelles mises aux enchères sous le contrôle de la Commission de régulation de l’énergie.

Si les contours de cet accord de principe ne sont pas encore parfaitement dessinés, les voyants sont enfin au vert pour faire évoluer et rénover le parc hydroélectrique français, qui dépend à 80 % d’EDF. D’ailleurs, l’hydroélectricité devrait redevenir la priorité d’EDF, aux côtés du nucléaire. C’est en tout cas ce qu’a annoncé Bernard Fontana, PDG d’EDF depuis mai 2025, pour assainir une situation financière complexe.

EDF donne la priorité aux STEP

Bernard Fontana a indiqué vouloir lever le pied sur l’éolien et le solaire, mais mettre à niveau le parc hydroélectrique français avec une augmentation de 4 GW de capacité, ce qui représente 20 % de sa puissance totale. Cette hausse de puissance devrait être échelonnée en deux étapes, avec 2 GW d’ici 2035, et 2 GW après 2035.

Pour y parvenir, EDF compte d’abord sur la modernisation des centrales existantes. De nombreux projets de la sorte sont en cours, comme dans la centrale de Montahut, dans l’Hérault. Cette dernière va voir sa puissance passer de 90 MW à 96 MW. Dans ce cas précis, cette hausse de puissance est rendue possible par l’augmentation du débit turbiné grâce au remplacement des roues et à la modification des injecteurs. De la même manière, EDF Hydro procède actuellement à une modernisation de l’usine Laval de Cere 2 pour en augmenter la capacité de production de 10 %.

Face aux besoins de plus en plus importants en stockage d’énergie, EDF travaille également au déploiement de nouvelles STEP. Ces dernières devraient représenter 1500 MW, sur les 2000 MW prévus de nouvelles capacités prévues d’ici 2035. À Saut Mortier, des travaux vont bientôt démarrer pour y installer une turbine-pompe de 18 MW. Cette nouvelle pompe va faire du site, composé des retenues de Vouglans, Saut-Mortier et Coiselet, la première STEP à trois bassins. Mise en service prévue : 2030.

Le projet de STEP Montézic 2 dans les starting-blocks

Parmi les projets dans les cartons, l’un des plus attendus est le gigantesque chantier de Montézic 2, qui devrait faire passer la puissance totale de la STEP de Montézic de 920 MW à 1286 MW. EDF se dit « prête à investir dans des projets de développement, notamment Montézic 2, dès que le cadre législatif permettra la relance des investissements en France ». Pour rappel, Montézic 2 consiste à percer une toute nouvelle usine composée de 2 turbines-pompes réversibles de 233 MW au cœur de la montagne. Ces dernières posséderont leur propre prise d’eau avec un puits de chute de 335 mètres de haut.

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Le sabotage d’infrastructures industrielles ou énergétiques par des hackers n’est plus une lubie du septième art. Ce type de cyberattaques se multiplie, en particulier depuis la guerre en Ukraine. Dernier exemple en date : un barrage norvégien malmené pendant plus de quatre heures.

L’évènement est passé inaperçu jusqu’ici. Le 7 avril 2025, les équipes en charge du petit barrage de Risevatnet, situé à Svelgen, dans un fjord du sud-ouest de la Norvège, ont perdu le contrôle de leur installation à cause d’une attaque informatique. Pendant plus de 4 heures, des vannes ont été ouvertes, entraînant un débit, très modeste, de 500 litres par seconde. L’incident n’a eu aucune conséquence, pas même sur le lit de la rivière, dont la capacité serait de 20 000 l/s. Toutefois, il met en lumière le danger de plus en plus grand des cyberattaques sur les infrastructures, notamment énergétiques.

Dans le cas présent, les risques étaient relativement limités, car le barrage de faible capacité n’alimente qu’une ferme piscicole, et n’est pas raccordé au réseau électrique norvégien. Mais les conséquences auraient pu être bien plus grandes, si l’attaque avait, par exemple, touché l’aménagement hydroélectrique d’Ulla-Førre et son réservoir de 3 105 millions de mètres cubes d’eau. Selon les derniers éléments de l’enquête, la faille informatique serait issue d’un mot de passe trop simple, et d’une interface web mal sécurisée.

Les cyberattaques : un danger de plus en plus important pour les infrastructures énergétiques

De manière générale, les cyberattaques contre les infrastructures énergétiques ou les sites industriels en lien avec la production d’énergie sont de plus en plus nombreuses. Entre 2020 et 2022, un rapport révèle que ce type d’attaque aurait doublé. Stratégie militaire à part entière, le piratage informatique a notamment été utilisé par la Russie pour attaquer le réseau électrique ukrainien en 2022 avec le groupe de hackers Sandworm. Aux USA, plusieurs attaques ont récemment eu lieu, comme un blocage de la distribution d’eau au Texas en janvier 2024, ou en 2021, l’arrêt non prévu du Colonial Pipeline qui a perturbé l’approvisionnement de la côte est des États-Unis en carburant.

De son côté, EDF, qui doit faire face à plusieurs millions d’attaques informatiques par an, affirme ne cesser d’améliorer ses compétences en la matière. La Computer security incident response team (CSIRT) se charge de traiter les incidents de sécurité de tout le groupe EDF, et se tient constamment informée des potentielles menaces pour pouvoir y faire face dans les meilleurs délais. Depuis 2020, on retrouve également un Security Operation Center (SOC) en interne, qui surveille 24 heures sur 24 et 7 jours sur 7 l’état du réseau informatique d’EDF.

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Avec son profil si particulier, impossible de confondre le Neoliner Origin avec un autre cargo. Plus gros cargo à voile du monde, il vient de quitter Saint-Nazaire et d’entamer sa première transatlantique direction les États-Unis, et plus précisément Baltimore. Il devrait faire une escale à Saint-Pierre-et-Miquelon.

Il en faut, du courage et de la persévérance, pour tenter de faire bouger les lignes d’un secteur aussi important et polluant que le transport maritime. C’est précisément le défi que s’est lancé l’expert maritime Jean Zanuttini, en fondant la société Neoline en 2011. Presque 15 ans plus tard, le Neoliner Origin, un cargo roulier (RoRo) à propulsion vélique, vient d’appareiller à Saint-Nazaire, et se dirige vers Saint-Pierre-et-Miquelon avec à son bord presque 5 000 tonnes de marchandises.

Cette navigation transatlantique vient fermer le chapitre de la construction du navire, qui aura duré près de deux ans, aux chantiers turcs RMK Marine. Désormais, Neoline a un objectif : atteindre et maintenir la cadence d’une rotation par mois entre Saint-Nazaire et Baltimore, aux États-Unis.

Et si le Neoliner Origin était, en quelque sorte l’héritier spirituel du Belem ? Cet emblématique trois-mâts, construit en 1896 aux Chantiers Dubigeon de Nantes, parcourt encore le monde en tant que navire-école. Depuis 1896, les techniques de construction ont bien évoluées, et les 34 mètres de hauteur de mât du Belem sont bien peu face aux 90 mètres des mâts en carbone du nouveau cargo, qui sont d’ailleurs inclinables à 72° pour faciliter le passage sous les ponts et les infrastructures portuaires. La voilure totale du Neoliner atteint presque 3 000 mètres carrés, grâce à des voiles rigides conçues par les Chantiers de l’Atlantique. Si le navire est tout de même équipé de moteurs diesel électriques d’une puissance de 4000 kW, ses émissions de CO₂ pourraient être réduites de plus de 80 % grâce aux voiles.

De la suite dans les idées

Après une mise à l’eau le 31 janvier 2025, et des essais en mer de Marmara en juillet 2025, le navire a finalement rejoint Nantes en remontant la Loire. Ultime clin d’œil au Belem, il a été baptisé à quelques kilomètres seulement des Chantiers Dubigeon, avant de rejoindre Saint-Nazaire pour recevoir son chargement. Sa cargaison se compose en grande partie de produits français : cognac de la maison Hennessy, voitures Renault, matériel Manitou ou encore Cointreau.

Neoline ne compte pas s’arrêter là, et espère pouvoir bientôt commander un sister-ship, si la réussite est au rendez-vous. L’entreprise a également pour projet de réaliser des navires plus grands, spécialisés sur certains types de frets.

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Les nouvelles s’enchaînent et se ressemblent, pour l’éolien en mer. Même en Europe, la filière est à la peine, à tel point que le géant Vestas vient d’annuler la construction d’une nouvelle usine d’assemblage. 

À l’image d’une journée d’octobre au fin fond de la Bretagne, la météo de l’éolien offshore est plus que maussade. Preuve en est, l’une des seules entreprises à surnager, à savoir Vestas, vient de renoncer à son usine de pales destinées aux éoliennes en mer, qui devrait voir le jour à Szczecin, en Pologne. Dès 2026, cette usine devait accueillir près de 1000 travailleurs pour fabriquer des pales de 115 m de long, pour sa nouvelle turbine de 15 MW.

Vestas a justifié cette décision en expliquant que la demande, pour l’énergie éolienne offshore en Europe, était plus faible que prévu. Le constructeur se laisse tout de même la possibilité de relancer le projet si le marché venait à se renforcer. Pourtant, il y a quelques semaines seulement, Vestas avait finalisé le rachat d’une usine de pales destinées à l’éolien terrestre auprès de GE Vernova dans la même ville de Szczecin. D’ailleurs, l’entreprise danoise possède une autre usine qui assemble les nacelles de cette nouvelle turbine V236 de 15 MW.

L’éolien en mer, plus que jamais dans la tourmente

De l’autre côté de l’Atlantique, la politique appliquée par Trump impacte fortement le marché mondial de l’éolien offshore. Selon la startup Spinergie, ce sont près de 49 GW de projets éoliens offshore qui auraient été annulés. Le géant Ørsted fait partie des entreprises les plus touchées. Après une chute en bourse au mois d’aout, elle vient d’annoncer une restructuration massive et la suppression de près de 2000 postes d’ici 2027, soit un quart de ses effectifs ! 500 suppressions de postes devraient intervenir avant la fin de l’année 2025.

En Europe, les difficultés s’enchaînent également. Alors que la Suède a annulé pas moins de 13 parcs pour des raisons militaires, des problèmes de rentabilité viennent freiner le développement de la filière. En France comme en Allemagne, plusieurs appels d’offres ont été annulés faute de candidat. C’est le cas, par exemple, du parc éolien d’Oléron.

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S’il affiche l’économie la plus performante d’Afrique, le Nigéria subit des difficultés structurelles majeures, en particulier concernant l’accès à l’énergie de sa population. Pour y faire face, le pays veut développer des mini réseaux alimentés par l’énergie solaire, et veut fabriquer ses propres panneaux solaires pour y parvenir.

4 GW, voilà la quantité de modules photovoltaïques que veut fabriquer le Nigéria chaque année pour soutenir l’électrification du pays. Cet objectif de capacité de production vient soutenir les efforts constants de l’Agence d’électrification rurale (REA) pour raccorder en électricité les 88 millions de Nigérians qui n’en bénéficient pas encore. Dans un contexte de sous-production électrique, et face à une infrastructure vétuste, la REA compte beaucoup sur le recours aux mini réseaux électriques alimentés par des centrales solaires. D’ailleurs, en mars dernier, un partenariat a été signé entre la REA et l’entreprise WeLight pour le déploiement de 200 mini réseaux électriques destinés à alimenter près de 2 millions de personnes. Cette stratégie n’est pas unique au Nigéria, elle est appliquée dans plusieurs pays d’Afrique comme le Kenya pour contourner les problèmes d’infrastructure.

Si le pays compte beaucoup sur l’énergie du soleil pour améliorer sa production électrique, il ne veut pas non plus dépendre entièrement des importations, en particulier vis-à-vis de la Chine. C’est cette volonté qui a conduit au développement de plusieurs projets d’usine de production. Oando Clean Energy prépare une usine de 1,2 GW de capacité, dont une première ligne de production de 600 MW devrait entrer en service en 2026. Cette usine comportera même une ligne de recyclage de panneaux. Un autre projet est en partie porté par Solarge BV, une entreprise néerlandaise de production de panneaux photovoltaïques, et vise la production de 1 GW par an. Enfin, une usine de production de batteries au lithium serait également en préparation.

Le Nigéria accélère sur l’électrification du pays

Si le Nigéria constitue la première puissance économique du continent africain, son secteur énergétique est confronté à des problèmes structurels majeurs. D’un côté, les capacités de production, largement dominées par le gaz naturel, sont insuffisantes. De l’autre, l’infrastructure réseau du pays est dans un état déplorable avec un taux de perte de 53 % de l’électricité produite lors du transport. C’est en partie pour ces raisons que presque 40 % de la population n’a pas accès au réseau électrique.

Pourtant, le pays a un potentiel très important, en particulier en matière de production d’énergie solaire. Pour assainir le secteur, le gouvernement a décidé de privatiser entièrement le secteur de l’électricité, et des projets se multiplient pour améliorer le système électrique du pays. La Chine a ainsi accordé un prêt de 2 milliards de dollars au Nigéria pour renforcer les infrastructures de transport d’électricité. Un centre sino-nigérian de recherche a également été créé pour soutenir la planification énergétique. En parallèle, le ministère de l’Énergie et la Commission nigériane de l’énergie atomique travaillent sur quatre projets de centrales nucléaires pour une puissance cumulée de 4 800 MW. Pour y parvenir, le pays pourrait recevoir le soutien de la Russie via Rosatom.

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On a presque douté que ce jour puisse arriver. Après quatre mois d’arrêt pour cause de travaux de modification de soupapes, l’EPR de Flamanville a enfin redémarré. Il reste désormais à savoir s’il parviendra à atteindre sa puissance maximale avant la fin de l’année.

Il aurait dû redémarrer en juillet, mais il aura finalement fallu quatre mois avant que les équipes d’EDF puissent finalement relancer le réacteur nucléaire le plus puissant de France. C’est dans la nuit du mardi 14 au mercredi 15 octobre, à 00h33 que le cœur du réacteur s’est remis à fonctionner. Pour le moment, pas question d’atteindre sa puissance maximale. Il devrait d’abord atteindre les 75 mégawatts (MW) d’ici le 18 octobre avant de viser les 60 %, puis les 80 % de la puissance maximale. Au moment où nous publions cet article, l’EPR de Flamanville dépassait les 814 MW, soit environ 50 % de sa puissance nominale. Si tout va bien, le réacteur devrait atteindre sa puissance maximale d’ici le 21 décembre, un an presque jour pour jour après son raccordement au réseau.

Pour rappel, le réacteur devait initialement être arrêté pour des tests de variation de puissance. Mais un problème d’étanchéité sur les soupapes du pressuriseur a été détecté, ce qui a conduit EDF à mener des investigations, puis des réparations.

Une belle année pour le parc nucléaire français

Malgré les éternelles péripéties liées à l’EPR de Flamanville, le reste du parc nucléaire français affiche d’excellentes performances, au regard de la puissance installée. Si EDF visait une production comprise entre 350 et 370 TWh sur l’année 2025, le groupe vise désormais 365 à 375 TWh. Selon le groupe, cette performance est rendue possible grâce à une meilleure gestion des arrêts de tranche, ces périodes de maintenance nécessaires à l’entretien et au chargement d’un réacteur.

Depuis 2019, EDF aurait, en effet, revu son organisation à ce sujet pour devenir plus efficace, à travers un plan d’action appelé « Start 2025 ». Ainsi, 18 des 33 arrêts prévus en 2025 ont, en réalité, été plus courts que prévu. Si EDF a en tête l’objectif de franchir la barre des 400 TWh de production sur une année, atteinte pour la dernière fois en 2015, le groupe aura le même objectif pour les deux prochaines années, à savoir entre 350 et 370 TWh.

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Le plus vieux parc éolien du Finistère est en cours de déconstruction pour cause de permis de construire non valable. Son exploitant ne perd pas espoir et espère pouvoir les remplacer par de nouvelles éoliennes plus puissantes, mais moins nombreuses. 

Comme de nombreux parcs éoliens français, ce n’est pas le temps ou l’air marin qui aura eu raison du parc de Plouvien, mais bien la justice. Mis en service en 2007, ce parc composé de 8 éoliennes à la puissance modeste de 1,4 MW fut le premier parc du Finistère. Après de longues péripéties judiciaires en lien avec la loi Littoral, et un fonctionnement sans base légale pendant plus de 10 ans, la justice a finalement décidé l’arrêt de 6 des 8 turbines du parc, 17 ans après leur installation. Suite à cet arrêt, effectif depuis juillet 2023, l’exploitant Nadara a décidé de procéder au démantèlement de ces éoliennes du fait d’une usure importante, amplifiée par la proximité de la mer.

Un démantèlement vitrine

Nadara a de la suite dans les idées, et espère pouvoir remplacer ces 6 éoliennes par 3 nouvelles éoliennes plus grandes et surtout plus puissantes à l’horizon 2028, cette fois dans le respect de la législation. Pour obtenir la confiance des locaux, l’entreprise a donc décidé de faire de la déconstruction des éoliennes un modèle du genre. Objectif : atteindre 95 % de recyclage. Pour y parvenir, 90 % de la masse des pales, à savoir 145 tonnes, devrait être recyclée en matériaux de construction et en mobilier urbain. Trois pales devraient même être réutilisées sur un parc voisin.

Les mâts métalliques seront, eux, entièrement découpés pour être réutilisés. Enfin, les massifs de fondation en béton armé, d’un diamètre de 16 m et d’une hauteur de 3 m, seront concassés et revendus sous forme de granulats. Seuls les câbles d’alimentation resteront enfouis dans le sol. D’ici quelques semaines, les différents sites devraient donc retrouver leur aspect d’origine. Coût de l’opération : 200 000 euros par éolienne.

L’enquête publique concernant les trois nouvelles éoliennes est attendue pour l’été 2026. Les nouvelles éoliennes envisagées pourraient culminer à 130 mètres, contre 99 mètres pour les modèles actuels.

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Quelques semaines après la mise en application de la loi sur la TVA à 5,5 % pour les installations photovoltaïques, les inquiétudes des différents syndicats sur le sujet se confirment : seule une poignée de panneaux solaires sont éligibles à cette nouvelle aide financière. Néanmoins, une entreprise pourrait tirer son épingle du jeu. 

Au début du mois de septembre, la loi sur la TVA à 5,5 % avait fait l’objet d’un véritable feuilleton à suspense. Finalement, elle avait été publiée in-extremis, juste avant la chute du gouvernement Bayrou. Malgré l’objectif louable de réduire le coût d’installation d’une centrale photovoltaïque, cette loi a fait l’objet de critiques appuyées sur un point précis : ses critères d’éligibilité. Pour favoriser une production plus locale face aux importations chinoises, un impact carbone maximal de 530 kg CO₂e/kWc avait été fixé. Problème : cette valeur semblait exclure presque la totalité de la production actuelle, rendant presque inaccessible cette TVA à 5,5 %.

Le laboratoire d’essai et de certification Certisolis, seul organisme français à délivrer des Évaluations carbone simplifiées (ECS), vient de mettre à jour sa base de données pour mettre en évidence tous les modules dont le bilan carbone reste sous la barre des 530 kg CO₂e/kWc. Voici les modules ainsi éligibles :

• Tarka 110 VSMP TopCon en 435 Wc (55 cellules),
• Tarka 110 VSMP VSBP TopCon en 435 Wc (55 cellules),
• Tarka 120 VSMS PERC en 330 Wc (60 cellules),
• Tarka 120 VSMP VSBP TOPCon en 475 Wc (60 cellules).

Comme prévu, la liste est excessivement courte. Seuls quatre modules, fabriqués par le Français VOLTEC Solar, parviennent à répondre aux exigences de la loi TVA.

L’heure de gloire pour le français Voltec Solar ?

Si cette information résonne comme une mauvaise nouvelle pour les potentiels futurs acheteurs de centrales photovoltaïques, force est de constater que cette situation pourrait donner un coup de pouce bienvenu à la société alsacienne. Irréductibles Gaulois face aux fabricants chinois, les équipes de VOLTEC ont résisté à la crise de la surproduction de panneaux solaires, et produisent aujourd’hui l’équivalent de 500 MW de panneaux par an.

L’entreprise ne compte pas s’arrêter là, et veut se démarquer du reste du marché par l’innovation. L’entreprise cherche ainsi à industrialiser une technologie de modules photovoltaïques basés sur l’association de pérovskite et de silicium, grâce à un partenariat avec l’Institut photovoltaïque d’Île-de-France (IPVF). Aux dernières nouvelles, l’entreprise visait les 5 GW de production annuelle d’ici 2030.

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Parmi les défis imposés par la relance du nucléaire, son financement en est un majeur. Ce sont, en effet, plusieurs dizaines de milliards d’euros qui seront nécessaires pour renforcer la production nucléaire française. Mais le ministère de l’Économie et des Finances ainsi qu’EDF ont peut-être trouvé la solution. 

Parmi les incertitudes qui planent au-dessus du programme de relance du nucléaire, son financement est un point d’interrogation majeur. Récemment, la Cour des comptes n’a fait que renforcer ces inquiétudes en pointant du doigt les limites du modèle financier d’EDF. Malgré une légère amélioration, notamment grâce à une année 2024 exceptionnelle en termes de production, EDF accuse le poids de nombreux investissements peu rentables qui ont conduit à un endettement colossal de quelque 54 milliards d’euros. Or, toujours selon la Cour des comptes, dans les 15 prochaines années, EDF va devoir investir près de 205 milliards d’euros pour l’ensemble de son programme électronucléaire. Cette somme devrait être répartie à hauteur de 90 milliards d’euros pour permettre la maintenance et la prolongation du parc nucléaire actuel, et 115 milliards pour la construction des 14 nouveaux EPR2.

Pour permettre le financement de ces nouveaux EPR, il se pourrait bien que le ministère de l’Économie et des Finances ait trouvé une solution : utiliser les milliards d’euros déposés par les Français sur leur livret A. Olivier Sichel, directeur général de la Caisse des dépôts (CDC), aurait ainsi déclaré : « On s’est mis d’accord avec Bercy et EDF sur le recours au Fonds d’épargne ». Désormais, il faut que ce montage financier soit présenté à l’Union européenne pour obtenir l’accord de principe de financement global.

Le Fonds d’Épargne, une somme historiquement dédiée aux projets publics

Datant de 1818, le Livret A aurait initialement été créé pour solder la crise financière issue des guerres napoléoniennes grâce à l’épargne publique. Au cours du XIXᵉ siècle, le Livret A a permis aux Français de se familiariser avec le principe de l’épargne. Depuis 1894, le capital que constitue l’ensemble des livrets A est en partie dédié à la construction et la réhabilitation de logements sociaux. En 2024, le fonds d’épargne, qui regroupe une partie de l’argent laissé sur les livrets A, les livrets de développement durable et solidaire, et sur les livrets d’épargne populaire, a permis la construction de 115 000 logements et la rénovation de 108 000 autres. Une partie de ce fonds d’épargne permet également le financement de projets publics comme des écoles, des hôpitaux, des infrastructures de transport, ou encore la défense nationale.

La relance du nucléaire : un projet de plusieurs centaines de milliards d’euros

Avec un total de 400 milliards d’euros d’épargne réglementée, le Fonds d’Épargne serait largement suffisant pour financer une partie des 115 milliards d’euros nécessaires à la relance du nucléaire. D’ailleurs, sur cette somme, 75 milliards seront nécessaires pour les six premiers EPR2, dont les travaux préparatoires ont déjà commencé sur le site de Penly. Pour ces 6 nouveaux réacteurs, le temps presse car leur mise en service est prévue entre 2038 pour Penly et 2040 pour Bugey.

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Considéré comme un ingrédient majeur de la transition énergétique à l’échelle mondiale, le biocarburant a pourtant des limites qui sont déjà atteintes dans de nombreuses situations. Un rapport révèle qu’en moyenne, dans le monde, les biocarburants seraient même plus polluants que les énergies fossiles ! Voici pourquoi. 

Les biocarburants sont-ils plus mauvais pour l’environnement que les carburants d’énergie fossile ? C’est ce que l’on pourrait croire, à la lecture du récent rapport du cabinet Cerulogy. Ce dernier indique, en effet, que l’impact environnemental des biocarburants serait 16% supérieur à celui des carburants fossiles traditionnels. Dans un rapport de presque 100 pages, le cabinet Cerulogy a étudié les politiques de production de biocarburants des neuf premiers pays producteurs de biocarburants, et les chiffres obtenus sont impressionnants.

D’abord, ce rapport révèle que près de 32 millions d’hectares sont destinés à la production de biocarburant, pour seulement 4 % des carburants utilisés dans le domaine des transports. Cela représente la superficie d’un pays comme l’Italie ! Et c’est loin d’être terminé, car selon les dernières prévisions, ce chiffre pourrait atteindre les 52 millions d’hectares, soit la superficie de la France, dès 2030.

La difficile caractérisation des émissions liées à la production de biocarburants

Pour parvenir à apporter une comparaison pertinente aux énergies fossiles, Cerulogy a fait un important travail de caractérisation de toutes les émissions de CO2 liées à la production de biocarburant. On peut citer le recours à des engrais, à des machines agricoles ainsi qu’à des transports.

Ce n’est pas tout. Cerulogy a introduit la notion de « coût d’opportunité carbone ». Il s’agit du manque à gagner environnemental que représente le développement d’une plantation destinée à la production de biocarburant, plutôt qu’une reforestation ou un retour à l’état naturel qui peut être considéré comme une réserve de carbone. Outre cet aspect environnemental, Cerulogy dénonce la concurrence existant entre la production de biocarburant et l’alimentation de la population. À l’heure actuelle, les 32 millions d’hectares pourraient nourrir 1,3 milliard d’être humains. Et ce n’est pas tout, puisque la production de biocarburants nécessite une grande quantité d’eau.

Cap sur la seconde génération de biocarburants

Sur les neuf pays étudiés, Cerulogy a relevé une moyenne d’émission de CO2 supérieure de 16% aux carburants fossiles, dont la référence a été établie à 94 grammes de CO2 équivalent par mégajoule (gCO2e/MJ). Néanmoins, ce n’est pas à généraliser sans nuances, car les différences sont très importantes selon les pays. Voici les chiffres relevés pour chaque pays :

On constate ainsi que dans certains pays, les émissions de CO2 des biocarburants sont nettement inférieures aux énergies fossiles. C’est notamment le cas au Canada par exemple. Le bilan carbone du biocarburant canadien est relativement faible grâce à l’utilisation massive de cultures de maïs sur des terres qui étaient déjà cultivées, avec une pression moins importante sur les écosystèmes naturels. À l’inverse, la Thaïlande applique une politique différente, avec une part importante d’huile de palme Or, l’huile de palme affiche une très forte intensité carbone, notamment du fait que sa culture entraîne souvent la conversion de forêts et de tourbières en cultures agricoles. Ce changement d’affectation des sols contribue à relâcher du carbone dans l’atmosphère, ce qui génère énormément d’émissions.

À l’horizon 2030, une utilisation de plus en plus grande de biocarburant devrait engendrer une pression plus importante sur les écosystèmes. C’est le cas au Canada, ce qui explique une intensité carbone supérieure en 2030 par rapport à 2023. De son côté, la Thaïlande devrait réduire l’impact environnemental de ses biocarburants en réduisant l’usage des biodiesels routiers à base de palme, et en boostant l’utilisation d’huiles usagées pour l’aviation.

Une seconde génération de biocarburants plus vertueuse

La véritable réussite de la substitution des carburants fossiles par des biocarburants ne devrait être réellement possible qu’avec la démocratisation des biocarburants de seconde génération. Pour rappel, la première génération, aujourd’hui très majoritaire, consiste à créer du carburant à partir de produits agricoles destinés à l’alimentation humaine ou animale. Il peut s’agir de canne à sucre, de betterave, de maïs ou de colza : des cultures riches en sucre, en amidon et en huile.

La deuxième génération de biocarburant devrait être produite à partir de biomasse lignocellulosique non comestible, c’est-à-dire de déchets forestiers, de tiges de maïs ou encore d’ordures ménagères. Cette transformation de la filière permettrait ainsi de limiter la concurrence entre cultures destinées à l’alimentation et à la production de carburant, et de mieux faire cohabiter les deux. Pour le moment, cette nouvelle génération de biocarburant n’en est qu’au stade du développement.

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À l’heure où le développement massif de l’intelligence artificielle représente un défi mondial en matière de production d’énergie, la Chine va tenter d’immerger un centre de données pour l’exploiter à moindre frais.

Dans quelques jours, la société chinoise Hailanyun Technology va immerger un data center à 6 km au large de Shanghai. Objectif : limiter l’un des principaux postes de dépense énergétique de ce type d’installation, à savoir leur refroidissement. Ce sont donc 198 racks équipés de serveurs haute performance, d’une puissance suffisante pour entraîner un modèle comme GPT-3.5 en une journée, qui vont être immergés et refroidis grâce à l’eau de mer.

Selon le porte-parole de Hailanyun Technology, l’immersion du centre de données pourrait réduire de 30 % ses dépenses énergétiques totales, en comparaison à un centre terrestre. Par la même occasion, ce choix technologique permet de ne pas nécessiter d’eau douce. Immergée à plusieurs dizaines de mètres de profondeur, l’infrastructure est composée d’une coque en acier, recouverte de paillettes de verre pour la protéger de la corrosion.

D’ailleurs, l’énergie nécessaire au centre de données proviendra à 97 % de sources d’énergies renouvelables, et en particulier de parcs éoliens offshore.  Pour le moment, les deux premiers clients de ce centre sous-marin seront China Telecom, ainsi qu’une société publique de calcul intensif.

De possibles inconvénients à prendre en compte

L’idée d’immerger des serveurs pour limiter leurs besoins énergétiques n’est pas nouvelle. Microsoft a d’ailleurs réalisé une expérimentation à ce sujet il y a plusieurs années, sans y donner suite. Mais elle comporte potentiellement des limites. En premier lieu, l’impact de ce type d’installation pour la biodiversité est encore incertain. Si des études préliminaires réalisées en 2020 ont conclu à un impact inférieur aux seuils critiques, ces résultats seront à confirmer avec des centres de taille et de puissance supérieure. Le réchauffement potentiel de l’eau pourrait, en particulier, entraîner un appauvrissement en oxygène. D’autre part, ce type d’installation pourrait être vulnérable à des ondes acoustiques. C’est en tout cas ce qu’a montré une autre étude de 2024.

Malgré ces limites potentielles, de nombreux pays s’intéressent à cette solution technologique. Outre les USA et la Chine, la Corée du Sud envisage également d’immerger des serveurs. Le Japon et Singapour se penchent plutôt sur la possibilité de construire des centres de données flottants. La France s’y essaie également avec le projet Denv-R, à une échelle bien moindre que la Chine. Ce dernier ne comporte que 4 racks.

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À travers Rosatom, la Russie augmente son influence en Afrique en proposant à de nombreux pays des solutions concrètes facilitant leur électrification. Parmi ces solutions, les centrales nucléaires flottantes ont une place importante.

Une délégation de Rosatom était en Afrique du Sud, en ce début octobre, à l’occasion de l’African Energy Week 2025. L’événement avait pour objectif annoncé de mettre en place des projets destinés à faire sortir l’Afrique de la pauvreté énergétique d’ici 2030. Et la Russie pourrait y jouer un rôle majeur, notamment grâce à des centrales nucléaires flottantes. Forte de son expérience avec l’Akademik Lomonosov, elle compte sur cette technologie pour faciliter et accélérer le déploiement de moyens de production bas-carbone. Cette solution est d’autant plus prometteuse que 38 des 54 pays africains possèdent un littoral.

Des plateformes flottantes de 110 MW

Sur sa plateforme Akademik Lomonosov, Rosatom utilise deux réacteurs KLT-40S, variante des réacteurs nucléaires à eau pressurisée KLT-40 qui équipent les brise-glaces à propulsion nucléaire russes. L’ensemble atteint une puissance de 70 MWe pour une plateforme de 140 mètres de long par 30 mètres de large. Pour aller plus loin, Rosatom finalise le design de sa nouvelle unité flottante, baptisée PEB-100, qui devrait avoir des dimensions similaires.

En revanche, elle sera équipée de deux réacteurs RITM-200, de génération III+. Version améliorée du KLT-40S, ce réacteur à eau pressurisée affiche une puissance de 55 MWe et doit être rechargé en combustible tous les six ans seulement. En théorie, il permettrait donc la mise en service de plateformes d’une puissance supérieure à 100 MWe. Plusieurs de ces réacteurs sont déjà en construction pour équiper des brise-glaces. La Russie souhaite livrer ses premières plateformes à partir de 2030.

La Russie tisse sa toile en Afrique

À l’heure actuelle, Rosatom a déjà signé des partenariats incluant la mise en œuvre de centrales flottantes avec la Guinée, mais également le Ghana. Ce dernier accord porte sur la mise en service de 2 à 3 centrales et ne nécessiterait qu’un investissement minime de la part du Ghana grâce à la vente de l’électricité. De manière plus générale, la Russie cherche à participer activement au développement énergétique de l’Afrique. Rosatom serait ainsi impliqué dans 30 projets nucléaires répartis dans 16 pays. En septembre 2025, des accords ont d’ailleurs été signés avec l’Éthiopie pour construire deux réacteurs de 1200 MWe, et avec le Niger pour construire deux réacteurs de 2000 MWe.

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L’énergie solaire poursuit sa folle ascension aux États-Unis. La situation est telle qu’elle pourrait devenir la deuxième énergie du pays dès 2028 en termes de puissance installée, se plaçant derrière le gaz naturel avec 250 GWc. 

Donald Trump a beau s’opposer frontalement au déploiement des énergies renouvelables, le reste du pays ne semble pas partager son point de vue, puisqu’il n’y a jamais eu autant de solaire et d’éolien déployés aux États-Unis qu’en 2025. Selon la Commission fédérale de régulation de l’énergie (FERC), entre janvier et juillet, l’équivalent de 16 GW de centrales photovoltaïques ont été installées, soit les trois quarts des nouvelles installations de production d’électricité sur la période. En deuxième position, on retrouve l’éolien avec 3,2 GW de nouvelles capacités ajoutées.

Toujours selon la FERC, en juillet 2025, la puissance électrique installée aux États-Unis se décline de cette manière (hors nucléaire et hydroélectricité) :

• 567 GW de centrales au gaz naturel
• 198 GW de centrales au charbon
• 158 GW de parcs éoliens
• 153 GW de centrales solaires photovoltaïques

S’il a démarré plus lentement que l’éolien, le secteur du solaire rattrape désormais son retard et se positionne en première place des nouvelles capacités de production depuis septembre 2023. Sur cette période de 22 mois, la capacité photovoltaïque totale est passée de 92 GWc à 153 GWc. Rien que sur le mois de juillet 2025, ce sont près de 1,18 GWc de solaire qui ont été raccordés au réseau !

Le photovoltaïque devrait prendre la deuxième place du mix électrique dès 2028

Compte tenu de cette courbe de progression, le solaire devrait dépasser l’éolien d’ici peu, mais ce n’est pas tout. Selon les prévisions de la FERC, le photovoltaïque pourrait prendre la deuxième place du mix électrique en termes de capacités de production avec environ 250 GW. En parallèle, la capacité de production du charbon devrait chuter de 25 GW avec la fermeture de nombreuses centrales à charbon. Le solaire dépasserait alors le charbon de 44 %.

Pour optimiser l’utilisation des énergies renouvelables, les États-Unis n’ont également jamais installé autant de batteries qu’en 2025. Si tout va bien, ce sont un total de 18,3 GW de capacité de stockage qui devraient être raccordés d’ici la fin du mois de décembre. Si le nucléaire fait régulièrement la une de l’actualité, notamment via les promesses des SMR, force est de constater qu’à l’heure actuelle, ce sont principalement les énergies renouvelables qui rendent possible la stabilisation, si ce n’est la baisse, des émissions de CO2 liées à la production d’électricité.

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Symbole aussi politique qu’économique, la Turquie veut prendre ses distances de la Russie pour la construction de sa seconde centrale nucléaire sur les rives de la mer Noire. Les États-Unis et la Corée du Sud pourrait coopérer pour donner naissance à ce projet. 

C’est un revirement de situation inattendu, mais compréhensible. Après une visite du président turque Erdogan à la Maison Blanche, le 25 septembre dernier, les paris sont plus que jamais ouverts pour savoir qui construira la deuxième centrale nucléaire de la Turquie. Selon les dernières déclarations de Alparslan Bayraktar, ministre de l’Énergie, la nouvelle centrale pourrait résulter d’une coopération tripartite entre la Turquie, les États-Unis et la Corée du Sud.

Cette coopération porterait sur la construction d’une centrale nucléaire dans la région de Sinop. Cette province, située au bord de la mer Noire, a un avantage de taille : ses eaux y sont particulièrement froides, avec 5 °C de moins que les eaux de la Méditerranée. À l’origine, cette centrale devait être construite par un consortium franco-japonais et composée de 4 réacteurs de 1100 MW. Mais face à une explosion du budget, les différents partenaires impliqués se sont finalement désistés un à un.

Ne pas reproduire les erreurs d’Akkuyu

À partir de 2022, Rosatom a considéré ce projet comme une extension de la centrale actuellement en construction d’Akkuyu. L’entreprise Russe y a même mené des études sur site en 2024. Seulement, voilà : la construction de la centrale d’Akkuyu, première centrale nucléaire du pays, qui a débuté en 2018, ne se passe pas comme prévu. Composée de 4 réacteurs de 1200 MWe, elle est construite, financée et exploitée par Rosatom. Du fait du conflit en Ukraine, la Russie a connu des difficultés d’approvisionnement et de financement. De plus, les retards s’enchaînent, même si le premier réacteur vient d’être mis en service.

Pour ces raisons, la Turquie a ouvert le débat afin d’obtenir la centrale au coût le moins élevé possible. Elle souhaite également que les entreprises turques puissent activement participer à la construction, ce qui semble plus difficile avec Rosatom. D’ailleurs, les futurs travaux de la centrale d’Akkuyu pourraient ne pas être réservés à Rosatom, mais ouverts à la concurrence.

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L’EPR de Flamanville pourrait finalement ne jamais dépasser les 1 600 MWe de puissance. C’est ce que suggère la Commission de régulation de l’énergie, dans un récent rapport sur le coût du parc électronucléaire français. Une potentielle déception supplémentaire sur ce projet qui multiplie les difficultés.

L’information a failli passer inaperçue. Dans un récent rapport portant sur l’évaluation des coûts complets des centrales nucléaires, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) a donné un détail intrigant concernant Flamanville 3, nom officiel du nouveau réacteur EPR français. Dans ce rapport de près de 200 pages, on peut y lire qu’EDF aurait déclaré à la CRE « une puissance nominale inférieure de 35 MW à la puissance déclarée dans le cadre des données publiques ».

Toujours selon EDF, ce chiffre n’est pas définitif, et la puissance finale du réacteur pourrait encore être affinée d’ici la fin des essais. Néanmoins, cette donnée semble vouloir dire qu’EDF envisage un bridage de la puissance du réacteur nucléaire, au moins jusqu’en 2031, période sur laquelle porte le rapport de la CRE. Selon nos confrères de La Tribune, une telle baisse de puissance pourrait causer un manque à gagner de l’ordre de 15 millions d’euros par an à EDF. Et pour cause, si ces 35 MW ne représentent que 2 % de la puissance initiale du réacteur, cela représenterait une perte de production annuelle équivalente à celle de 16 éoliennes en mer comme celles de Saint-Nazaire.

La pleine puissance comme cadeau de Noël ?

Des rumeurs circulent concernant un possible rendement détérioré de la turbine, cet organe de la centrale qui permet de transformer l’énergie thermique de la vapeur en énergie mécanique. EDF s’est néanmoins montré rassurant sur ce sujet, et a indiqué que le bridage évoqué n’a aucun rapport avec les interventions menées sur la turbine.

Il reste désormais à attendre que le réacteur redémarre afin d’en savoir plus. Si la puissance maximale devait être atteinte avant la fin de l’été, il semblerait que l’objectif soit désormais la fin de l’automne. On peut donc logiquement espérer que l’EPR de Flamanville produira au moins 1585 MWe aux alentours du 20 décembre. Actuellement, les équipes d’EDF sont sur le pont pour permettre une reconnexion du réacteur au réseau le 17 octobre prochain.

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