Le CCS, acronyme de Captage et stockage du carbone, a le vent en poupe, en particulier pour les installations industrielles. Au Royaume-Uni, une cimenterie va bientôt pouvoir capter pas moins de 800 000 tonnes de CO₂ par an. 

Près de Liverpool, la cimenterie Padeswood s’apprête à recevoir l’une des plus importantes installations de capture du CO₂ d’Europe. Cette dernière, mise au point par Mitsubishi Heavy Industry (MHI), devrait permettre de capturer près de 800 000 tonnes de CO₂ chaque année à partir de 2029. Le CO₂ capturé sera acheminé via un pipeline jusqu’à d’anciennes chambres de gaz souterraines situées au large de Liverpool Bay.

Pour cette cimenterie, c’est le seul moyen de faire baisser ses émissions de CO₂. En effet, le ciment est obtenu par calcination, une opération qui consiste à transformer du carbonate de calcium (CaCO₃), principal composant des roches calcaires, en chaux vive (CaO) par l’action de la chaleur, souvent aux alentours des 900°C. Cette réaction chimique entraîne une production de dioxyde de carbone.

Les projets de capture du CO₂ se multiplient, mais pas toujours pour les bonnes raisons

Pour capturer ce CO₂, MHI a mis au point une installation appelée KM CDR Process. Celle-ci repose sur trois étapes fondamentales. La première consiste à refroidir les gaz obtenus lors du processus de calcination à travers une tour dédiée, notamment afin d’éliminer certaines impuretés. Ensuite, le gaz obtenu entre dans une seconde tour par le bas, tandis qu’un solvant développé par MHI est aspergée par le haut de la tour. Ce solvant a la capacité de capturer chimiquement le CO₂ présent dans le gaz. Le gaz dénué de CO₂ sort par le haut de la tour, tandis que le solvant chargé en CO₂ est pompé vers la tour de régénération. Dans celle-ci, la chaleur permet de briser la liaison chimique, libérant alors le CO₂. Le solvant est ensuite réutilisé tandis que le CO₂ pur peut-être transporté afin d’être stocké.

Avec cette technologie, MHI fait partie des leaders du secteur, et revendique déjà 18 installations commerciales en fonctionnement. Néanmoins, l’intérêt écologique de ces installations est parfois critiqué, notamment vis-à-vis du destin du CO₂ capturé. C’est notamment le cas du projet Petra Nova, mis en service en 2017, qui est considéré comme la plus grande installation de ce type au monde avec une capacité de 1,4 millions de tonnes de CO₂ captés par an. Le procédé est ici installé sur une centrale à charbon, mais le CO₂ récolté est transporté vers un champ pétrolier via un pipeline de 130 kilomètres. Sur place, il est injecté dans le sol pour pousser le pétrole vers les puits de sortie afin d’en augmenter la production.

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La Chine s’apprête à étendre son parc de stockage d’énergie par air comprimé avec la construction d’une centrale géante d’une capacité de plusieurs gigawattheures. Une installation capable d’injecter de l’électricité sur le réseau pendant environ six heures.

La technologie du stockage d’énergie par air comprimé (CAES) est encore peu répandue à l’échelle mondiale, mais c’est l’une des solutions sur lesquelles mise la province chinoise du Henan pour faciliter l’intégration massive des énergies renouvelables. Les autorités locales viennent ainsi d’approuver un projet de grande ampleur, d’une puissance de 700 MW pour une capacité de 4 200 MWh. Le système sera fourni par Zhongchu Guoneng Technology Co. (ZCGN), le principal développeur de CAES en Chine. Implantée dans la ville de Sanmenxia, l’installation aura pour mission de lisser les courbes de charge régionales, de favoriser la consommation d’électricité renouvelable et de renforcer la sécurité d’approvisionnement du réseau.

Pour rappel, le CAES repose sur une station de compression qui, lors de la phase de stockage, comprime l’air en l’envoyant vers une caverne de stockage souterraine. La puissance de l’installation dépend de la capacité du compresseur, tandis que la capacité est déterminée par le volume du réservoir. En phase de déstockage, l’air sous pression est libéré, réchauffé grâce à la chaleur récupérée lors de la compression, puis détendu dans une turbine entraînant un générateur électrique.

L’un des plus grands projets de CAES du pays

Le projet du Henan comptera parmi les plus importants du pays. Sa construction devrait débuter en 2026, sous réserve de l’obtention des dernières autorisations. À ce jour, la plus grande installation CAES opérationnelle au monde se situe également en Chine, à Feicheng, dans la province du Shandong. Elle affiche une puissance de 300 MW pour une capacité de 1 800 MWh, et produit environ 600 GWh par an. Par ailleurs, une autre centrale de 700 MW pour 2 800 MWh est actuellement en construction dans la province du Jiangsu.

Au regard de ces différents projets, le CAES pourrait bien devenir l’une des nombreuses filières énergétiques dans lesquelles la Chine affirme son leadership. La technologie figure d’ailleurs parmi les solutions clés du 14ᵉ plan quinquennal chinois pour le stockage d’énergie de longue durée à grande échelle. Sur le plan économique, sa rentabilité se rapprocherait de celle des stations de transfert d’énergie par pompage-turbinage, une technologie plus mature. Selon certains analystes, le coût de l’électricité sur l’ensemble du cycle de vie d’une installation CAES serait compris entre 2,4 à 3,6 centimes d’euros par kilowattheure.

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Le France et l’Allemagne ont développé l’éolien terrestre là où le vent souffle le plus fort. Quand l’Allemagne connaît des congestions nord sud, la France connaît des projets annulé pour saturation visuelle. Les effets ne sont pas les mêmes chez les deux voisins.

En Allemagne, la concentration régionale de l’éolien terrestre saute aux yeux à la vue des cartes. Quatre Länder du nord (Basse-Saxe, Brandebourg, Schleswig-Holstein et Rhénanie-du-Nord-Westphalie) concentrent 64 % de la capacité installée, pour seulement 35 % de la superficie nationale. Une étude de l’Office franco-allemand pour la transition énergétique (OFATE) est éclairante à cet égard.

Capacité installée de l’éolien terrestre en Allemagne par Bundesland, en kW/km², OFATE

Et la dynamique ne s’inverse pas. En 2024, ces mêmes Länders ont accueilli plus de 70 % des nouvelles capacités nettes. Le Schleswig-Holstein dépasse 560 kW installés par kilomètre carré (kW/km²), quand la Bavière reste sous les 38 kW/km².

Pourquoi de telles disparités ? Le nord du pays a des vents forts, de grands terrains disponibles et une faible densité de population. À l’inverse, le sud est plus densément peuplé, moins venté et soumis à des règles d’implantation plus strictes.

L’Allemagne a donc un système déséquilibré géographiquement avec des congestions qui en découlent. La production éolienne se concentre là où la consommation est faible à modérée tandis que les grands pôles industriels se situent au sud.

Des congestions que l’Allemagne est en train d’atténuer

L’OFATE parle d’une « inadéquation géographique entre production et consommation ». Il était même question de créer deux zones de prix en Allemagne, avec des bénéfices économiques à la clé.
Cette option a toutefois été définitivement écartée par Berlin. Dans un rapport publié le 15 décembre 2025, le gouvernement allemand a confirmé le maintien de la zone de prix germano-luxembourgeoise unique, malgré la recommandation formulée en avril par l’ENTSO-E (association des gestionnaires de réseaux européens) de scinder l’Allemagne en cinq zones tarifaires. Elle doit donc présenter un plan de renforcement des réseaux pour ne pas diviser le pays en deux.

Les chiffres parlent d’eux-mêmes. En 2024, plus de 30 térawattheures ont été concernés par des mesures de redispatching. Ça fait 3 milliards d’euros. Concrètement, des parcs éoliens du nord sont bridés, parfois arrêtés, tandis que des centrales fossiles sont appelées au sud pour compenser les congestions. Les graphiques de l’Agence fédérale des réseaux montrent une explosion de ces volumes depuis 2019. L’éolien, première source d’électricité du pays, devient un facteur de congestion.

Face à cette situation, l’Allemagne avait activé le levier économique. Le modèle du rendement de référence module la rémunération des projets selon la qualité du site. Un parc situé dans une zone peu ventée peut percevoir un tarif jusqu’à deux fois supérieur à celui d’un site très exposé. Un autre levier, plus contraignant, actionné récemment : la loi impose désormais aux Länders de réserver environ 2 % de leur territoire à l’éolien terrestre d’ici 2032. Une manière de rééquilibrer la répartition.

France : même problème de concentration mais pas les mêmes conséquences

En France, la concentration régionale est aussi inégale que l’Allemagne. Les Hauts-de-France et le Grand Est, qui ne représentent que 16 % de la surface du territoire métropolitain, concentrent la moitié de la puissance éolienne installée. Le sud et l’ouest restent peu équipés (bien que l’offshore viennent partiellement rééquilibrer la balance).

Capacité terrestre installée à 2024, OFATE

Mais le réseau électrique français n’est pas soumis à de telles congestions car l’éolien ne représente que 8,7 % du mix électrique en 2024.

Le problème est plutôt d’ordre juridique. Depuis le milieu des années 2010, la notion de « saturation visuelle » s’est imposée dans la jurisprudence avant d’entrer dans la loi en 2023. Les services instructeurs évaluent désormais l’« effet d’encerclement » et les « angles de respiration ». En avril 2025, un projet de 63 éoliennes dans les Ardennes a été annulé pour ce motif.

Pour l’OFATE, il ne s’agit pas d’un rejet massif de l’éolien par les populations locales. Les enquêtes d’opinion montrent même une image globalement positive dans les communes qui en ont beaucoup. Nous avions d’ailleurs écrit sur une borne de recharge équipée d’éoliennes, où la mairie, de droite, remarquait l’apport pour la commune bien, qu’idéologiquement, elle préfère le nucléaire.

Désormais, la concentration devient un frein au développement futur avec cette saturation sous l’angle juridique. Le SRADDET vise alors une déconcentration du déploiement qui n’est pas aussi flagrante en Allemagne.

Outre-Rhin, la concentration est avant tout un problème de circulation des électrons, de réseaux et de coûts système. Elle se mesure en térawattheures écrêtés et en milliards d’euros.

En France, elle se traduit par des décisions de justice et des projets annulés. Deux symptômes différents d’un même déséquilibre territorial. D’un côté, une réponse structurée, économique et foncière. De l’autre, une approche plus progressive, fondée sur la planification et l’incitation, sans contrainte nationale équivalente.

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Avide de matières premières, la Chine met tout en œuvre pour rester le moteur international de la transition énergétique. Parmi les éléments qu’elle espère dompter figure le bore, que l’on retrouve dans les aimants permanents ou les panneaux photovoltaïques. Elle vient de trouver un moyen de l’extraire de l’eau de mer. 

Tout le monde ne le sait pas, mais le bore n’est pas utile que dans les produits de nettoyage ménager ou dans les insecticides domestiques. C’est un des éléments essentiels à la transition énergétique, et la Chine en est première consommatrice au monde. Problème : la production de cet élément est concentrée en Turquie pour 65% et aux États-Unis pour 20%. De ce fait, on ne sera pas étonné d’apprendre que l’université chinoise Northwest A&F a travaillé sur de nouvelles manières d’obtenir du bore et ainsi réduire la dépendance du pays sur le sujet.

Les chercheurs chinois sont parvenus à mettre au point un gel, appelé MMS, qui comprend du MXène et un composé d’oxyde de magnésium. Ce savant cocktail, formé en fines feuilles de 2 mm d’épaisseur, permet de produire de l’eau douce à partir d’eau salée, et d’extraire le bore de celle-ci, tout cela grâce à l’énergie solaire.

Durant des expériences en laboratoire, le gel MMS aurait permis d’atteindre un taux d’évaporation de 2,14 kg d’eau douce par mètre carré et par heure, tout en accumulant au total 225 milligrammes de bore sur 9 heures d’expérience. Enfin, le gel aurait montré une efficacité résiduelle de 86% après 7 cycles de réutilisation. Suite à ces essais en laboratoire, des essais en plein air ont validé la viabilité de ce gel avec une production de 5,2 kg d’eau douce et 122 mg de bore par mètre carré sur une journée.

Le bore, élément important de la transition énergétique

Cette innovation technologique suscite de nombreux espoirs. D’abord, elle ouvre des perspectives intéressantes pour les pays ou l’eau douce se fait rare en permettant l’extraction d’un composé qui peut être toxique pour l’être humain en trop forte quantité.

En parallèle, les applications du bore se multiplient avec la transition énergétique. Il est notamment utilisé pour doper les cellules photovoltaïques, et en améliorer le rendement. D’autre part, on le retrouve dans les aimants permanents de type néodyme-fer-bore (NdFeB), qui sont très utilisés pour les moteurs de véhicules électriques mais également pour les turbines d’éoliennes par exemple. Le bore est de plus en plus utilisé dans le secteur de la défense et de l’aérospatiale comme carburant solide, et comme composant.

Enfin, son utilisation pourrait augmenter dans le domaine du nucléaire. L’année dernière, la Chine a obtenu la capacité à enrichir du bore-10 à hauteur de 70%, ceci afin d’optimiser les systèmes de contrôle de la réaction dans les réacteurs nucléaires.

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Validée le 22 décembre par la Commission européenne au titre des aides d’État, la réforme du mécanisme français de capacité le rend plus centralisé, géré par RTE et les procédures changent. On fait le point.

La Commission européenne a donné son feu vert à la réforme du mécanisme français de capacité (comme c’est le cas sur toute aide d’État). Il entrera en vigueur pour une durée de dix ans à compter de novembre 2026. L’aide avoisinera les 2 milliards d’euros par an pour couvrir les 150 à 200 heures les plus tendues du système électrique, principalement en période hivernale, en rémunérant la disponibilité de capacités de production, de stockage et d’effacement.

Le cœur de la réforme est la centralisation du dispositif. RTE devient acheteur unique de capacité et organise, pour chaque période de livraison, jusqu’à deux enchères de sélection fondées sur une courbe de demande capacitaire. Cette courbe est proposée par RTE dans un rapport de paramétrage et soumise à l’avis de la CRE avant validation ministérielle.

Les interconnexions sont intégrées

Conformément à la volonté d’interconnexion de la Commission, le mécanisme intègre explicitement les contributions transfrontalières à la sécurité d’approvisionnement. La Belgique pourra notamment participer aux enchères, soit via la certification d’interconnexions, soit via des procédures de participation directe de capacités étrangères, dans la limite de leur contribution effective à la réduction du risque de défaillance du système électrique en France.

La réforme introduit également la possibilité de rémunérations pluriannuelles, jusqu’à quinze ans, pour certaines capacités nouvelles ou faisant l’objet d’investissements significatifs. Cela permet notamment de garantir des revenus à des centrales éjectées de l’ordre de mérite, car leur production coûte cher mais est fiable et l’équilibre économique n’est plus atteint hors marché de capacité. Le devenir, lié à sa participation ou non, de la centrale au charbon de Saint-Avold sera en partie écrit par cette réforme.

Dans son avis d’octobre, la CRE est réservée sur l’intégration d’objectifs spécifiques de développement du stockage et de l’effacement. Selon elle, le recours à des volumes dédiés lors des enchères risque d’altérer la formation du signal prix capacitaire. C’est pourtant une grande source de revenus pour les batteries aujourd’hui.

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Les centres de données américains gourmands en électricité misent sur… des réacteurs d’avion, adaptés en générateurs. Carburant au gaz, cette électricité est très carbonée pour répondre à leur soif sans limite.

La start-up américaine Boom, connue pour son projet d’avion supersonique Overture (qui n’a pas encore volé), se lance sur un autre marché qui n’était pas logique de prime abord. À y regarder de plus près, on comprend mieux pourquoi l’entreprise a levé 300 millions de dollars pour industrialiser Superpower, une turbine à gaz dérivée de son moteur Symphony. Elle alimente directement des centres de données énergivores sans dépendre d’un réseau électrique souvent saturé ou trop lent à se renforcer.

Chaque turbine pourrait fournir 42 mégawatts (MW) d’électricité en continu sans eau de refroidissement, même par fortes chaleurs. En fait, la startup vient répondre à l’explosion de la consommation d’électricité (taille du raccordement, fiabilité de l’alimentation…) causé par l’essor des datacenters. Boom a déjà signé un contrat avec la start-up Crusoe pour la livraison de 29 turbines totalisant 1,2 gigawatts (GW) de puissance sur le projet Stargate d’OpenAI et d’Oracle au Texas. Les premières livraisons sont prévues en 2027.

Boom n’est pas seule sur ce segment. La société ProEnergy reconvertit d’anciens réacteurs d’Airbus A310 ou de Boeing 767 en centrales électriques temporaires capables de produire jusqu’à 48 MW chacune. Une vingtaine de ces turbines issues des avions fonctionnent déjà sur des sites texans.

Des solutions promises temporaires qui polluent fortement

Ces solutions sont pensées comme transitoires : cinq à sept ans, le temps de raccorder les datacenters au réseau. En partie pour qu’elles soient mieux acceptées et parce que l’électricité peut être plus chère à produire. Si le business est florissant, cette action n’est pas sans conséquence sur les émissions de gaz à effet de serre. Comme le rappelle Jean-Marc Jancovici sur LinkedIn, « tout ce qui peut permettre de les alimenter en électricité est bon à prendre » pour les géants du numérique, quitte à recourir massivement au gaz.

Le problème, souligne-t-il avec les fuites liées à son extraction et à son transport, est que « le gaz est, par unité d’énergie, un peu moins émissif que le charbon mais autant que le pétrole ».

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À partir de 2027, les importateurs européens de gaz, pétrole et charbon devront démontrer que leurs produits respectent les mêmes seuils d’émission de méthane que ceux produits dans l’Union. Le méthane est une bombe à réchauffement climatique.

L’UE exige déjà que les producteurs européens mesurent et limitent les fuites de méthane sur leurs sites. Cela vient du règlement méthane adopté en 2024. Ça, c’est pour les émissions intérieures. Mais pour la première fois à partir de 2027, ces obligations vont s’étendre aux importations. Concrètement, les entreprises devront prouver que le pétrole, le gaz et le charbon qu’elles achètent à l’étranger respectent les normes européennes de contrôle et de réduction du méthane.

À partir de 2028, elles devront aussi déclarer l’intensité méthane totale des volumes importés. Alors pourquoi se focaliser sur l’émission d’un gaz, lors de l’extraction du combustible principal, qui n’est même pas celui qui sera émis lorsqu’il sera brulé à des fins de chauffage ou de production d’électricité ?

Le méthane a un pouvoir réchauffant environ 80 fois plus grand que le CO₂ sur vingt ans. Réduire ses émissions est donc un levier rapide et efficace pour limiter la hausse des températures, d’autant plus que les fuites sont localisées, faciles et peu onéreuses à colmater dans l’extraction, le transport, le stockage et la distribution de combustibles fossiles. Ce sont des bombes climatiques simples à contenir et la contrainte pèse, en réalité, peu sur le prix final du combustible.

L’extraterritorialité permettra-t-elle de contraindre les producteurs étrangers ?

L’application de ce règlement obligera les importateurs à plus de traçabilité. Les fournisseurs étrangers devront eux-mêmes fournir leurs données sous peine de voir leurs produits exclus du marché européen. Comme pour l’implémentation d’une nouvelle contrainte extraterritoriale (mécanisme d’ajustement carbone aux frontières, émissions pour la fabrication de panneaux solaires…) la Commission européenne propose des flexibilités dans la mise en œuvre comme des certificats de conformité ou le suivi contractuel des émissions.

Peut-être que l’UE arrivera à ordonner aux gros exportateurs (Qatar, États-Unis…) de colmater leurs fuites. Cette réglementation intervient à un moment où l’UE cherche à se passer du gaz russe, à s’approvisionner ailleurs et sous une autre forme (moins de gazoduc, plus de gaz naturel liquéfié) dans un contexte de marché tendu (reprise économique chinoise…).

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L’Union française de l’électricité (UFE), principal lobby de l’électron dans l’Hexagone, a présenté ses mesures pour accélérer l’électrification des usages : pouvoir d’achat, solutions, égalité avec les fossiles, tout est passé en revue.

L’Union française de l’électricité a présenté, le 22 décembre, un plan pour électrifier la France. Dix piliers, plus de cinquante mesures, le lobby étale sa liste de Noël alors que le gouvernement travaille sur un grand plan d’électrification. L’UFE veut que soit lancée une campagne nationale « 2026, l’année de l’électrification des usages », pour mettre en avant les bénéfices économiques et écologiques des pompes à chaleur et véhicules électriques.

Alors que les ventes de PAC reculent, que la fin de la vente des véhicules thermiques à 2035 a été ajournée, le lobby recommande au politique la nomination d’un ambassadeur dédié à l’électrification en Conseil des ministres. Dans la continuité de cette campagne, l’idée serait de lancer une « loi Evin anti-fossiles », pour limiter la visibilité des énergies fossiles.

Pour faciliter l’accès aux informations et aides disponibles, l’UFE suggère la création d’une plateforme unique regroupant dispositifs nationaux et locaux ainsi qu’un calculateur en ligne pour aider les ménages à décider, qu’ils estiment les économies financières et les réductions d’émissions associées aux différentes solutions électriques auxquelles ils ont accès.

Détaxer l’électricité ?

Comment rendre les solutions électriques plus compétitives ? L’UFE propose la réduction de la fiscalité sur l’électricité, la garantie d’une parité de prix avec les alternatives fossiles via des dispositifs d’aides ciblés et l’instauration d’une trajectoire pluriannuelle des aides pour assurer visibilité et pérennité des investissements. Éviter le scénario MaPrimeRénov’, en somme. Une task-force sur les certificats d’économies d’énergie serait chargée d’identifier de nouveaux gisements d’électrification, notamment dans la mobilité.

Avec quels moyens ? L’UFE propose un compte d’affectation spéciale alimenté par les recettes carbone et le malus automobile, le déploiement de « contrats de passage à l’électrique » pour limiter le reste à charge des ménages et collectivités et la création d’accords tripartites pour les grands projets industriels. Les aides sectorielles seraient liées et bonifiées dans le temps pour encourager les parcours globaux d’électrification, pas simplement les actes monotâches.

Un permis de conduire électrique

Comment se déplacer ? l’UFE souhaite généraliser le « permis de conduire électrique » et le leasing social pour véhicules électriques, faciliter l’accès aux véhicules d’occasion et étendre les bornes de recharge pilotables, y compris dans le résidentiel collectif. Pour la rénovation, le plan du lobby propose un schéma directeur des pompes à chaleur, un leasing social, un fonds obligataire vert et un bonus-malus fiscal pour inciter les propriétaires bailleurs à rénover les logements les plus énergivores.

L’État et les collectivités sont également invités à redoubler d’efforts : recensement des formations, planification de la sortie des énergies fossiles pour les bâtiments publics et renforcement des flottes publiques électriques sont au menu. L’UFE termine ses recommandations par la formation des professionnels de la mobilité et de la construction, la création de centres d’expertise et l’intégration de l’électrification dans les cursus scolaires et universitaires ainsi que l’organisation de hackathons pour stimuler l’innovation industrielle.

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L’État a tranché : la ligne électrique très haute tension (THT) de 400 000 volts reliant Jonquières-Saint-Vincent (Gard) à Fos-sur-Mer (Bouches-du-Rhône) sera construite en aérien avec 180 pylônes sur 65 km pour décarboner la zone de Fos.

Une ligne souterraine ou partiellement immergée : les alternatives ne manquent pas quand on regarde les solutions à la disposition de RTE pour augmenter la puissance de raccordement de la zone industrialo-portuaire de Fos-sur-Mer depuis la vallée du Rhône. Pourtant, « en termes de délai de mise en œuvre, de coût et de disponibilité de puissance » pour surélectrifier ce site stratégique, l’État a considéré la solution aérienne proposée par RTE comme la plus adaptée, dans un rapport daté du 18 décembre. 

Les lignes enterrées auraient coûté bien plus cher et les délais supplémentaires seraient incompatibles avec la décarbonation, se justifie l’État. En aérien, c’est un « dimensionnement de forte puissance et une sécurisation du réseau régional » à un « coût maîtrisé » dit-il. Mais pourquoi décarboner Fos-sur-Mer ? La zone industrialo-portuaire concentre près de 25 % des émissions industrielles françaises de CO₂ et doit accueillir une trentaine de projets industriels, de la sidérurgie (avec GravitHy) à l’hydrogène bas carbone (H2V) en passant par la production de panneaux solaires. Rien que GravitHy, c’est 1,15 GW, soit un quart de ce que pourra fournir la future ligne THT.

Toutes les crispations se sont révélées lors du débat public

Alors que l’État avait rendu facultative la consultation publique, il l’avait quand même provoquée sous l’égide de la Commission nationale du débat public (CNDP). Le collectif THT 13/30, regroupant agriculteurs, associations environnementales, élus et citoyens, demandait un tracé enterré ou des lignes alternatives pour limiter l’impact sur la Camargue, la réserve naturelle des Coussouls et quatre zones Natura 2000.

La Direction régionale de l’environnement, de l’aménagement et du logement (Dreal Occitanie), dans une note confidentielle du 6 novembre consultée par Le Monde, Marsactu et France Inter, alertait sur le risque d’extinction en métropole du Ganga cata, un oiseau dont la population française vit entièrement en Crau. Le politique se déchire aussi sur le sujet, entre élus du nord du Gard et du pays d’Arles, opposés à la ligne, et les communes de Fos et d’Istres, soutenant le projet pour garantir les emplois et investissements industriels.

Le nombre d’emplois y est similaire mais le type d’emploi très différent : le nord vit du tourisme et le sud de l’industrie pour grossir la répartition. Le gouvernement, sous la pression des industriels et dans un contexte européen de relance de l’industrie verte, veut tenir les délais. Les recours juridiques devraient pleuvoir.

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Le stockage saisonnier d’énergie est longtemps resté un serpent de mer de la transition énergétique. Et c’est a fortiori le cas en ce qui concerne le stockage de la chaleur. Mais des projets voient le jour actuellement, faisant la part belle à la géothermie. Ainsi de ce projet suisse, qui devrait voir le jour d’ici 2031.

La ville de Berne s’est dotée d’un programme ambitieux de chauffage urbain. D’ici 2035, ce sont 50 km de conduites qui seront construites pour alimenter en chaleur l’ouest et le nord-est de la capitale suisse. L’objectif est d’approvisionner 70 % de la ville en chaleur renouvelable. Pour ce faire, l’incinérateur de Forsthaus a été modernisé, et regroupé avec, d’une part, une centrale thermique au bois et, d’autre part, une centrale gaz-vapeur de cogénération.

Une autre installation va prochainement s’ajouter à ce réseau, dans la commune de Buech. Il s’agit d’un réseau de sondes géothermiques dont la fonction sera de stocker dans le sol la chaleur excédentaire produite pendant l’été par l’incinérateur de Forsthaus. Celui-ci produit en effet de la chaleur de façon constante au cours de l’année, tandis que les besoins de chauffage, naturellement, sont plus élevés en hiver. Du fait de l’inertie thermique des sols, la chaleur pourra en effet être conservée jusqu’à l’hiver suivant, au cours duquel elle sera injectée dans le réseau de chauffage urbain.

Stocker la chaleur à 250 m de profondeur

La centrale de Buech constituera un stock géothermique de taille importante. Ce sont ainsi plus de 1000 sondes géothermiques qui seront installées jusqu’à une profondeur de 250 m, et ce, sur une superficie d’environ 5 ha. Les sondes seront couplées à des pompes à chaleur, et la puissance totale de l’installation atteindra 17 MW thermiques. Le champ situé au-dessus du réseau de sondes sera quant à lui utilisé pour l’agriculture.

Ce projet est mené par la société ewb (Energie wasser Bern). Les travaux débuteront en 2029 et la mise en service est prévue pour 2031. Un projet qui démontre que le potentiel de la géothermie intéresse en matière de stockage de chaleur, et ce pour des investissements de plus en plus conséquents.

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L’arrivée massive du solaire et de l’éolien transforme en profondeur le réseau électrique européen. La filière hydroélectrique n’échappe pas à ces changements et se retrouve sous pression. C’est ce que révèle une récente analyse qui dresse un état des lieux du parc hydroélectrique européen.

L’hydroélectricité est un pilier historique du système électrique européen, non seulement par sa part dans le mix énergétique, mais surtout par son rôle structurant pour le réseau. Selon un récent rapport de l’Observatoire des technologies pour l’énergie propre (CETO) de la Commission européenne, l’Union européenne dispose en 2023 de 153 GW de puissance installée et produit près de 300 TWh chaque année.

Sur le territoire, l’hydroélectricité constitue ainsi la deuxième source d’électricité renouvelable derrière le solaire, et son importance stratégique s’accroît à mesure que le système électrique évolue. Face à l’arrivée massive de sources intermittentes comme l’éolien et le solaire, elle contribue à la stabilité du réseau, offre de la flexibilité et permet le stockage d’énergie sur de longues durées grâce aux stations de transfert d’énergie par pompage-turbinage (STEP).

Des centrales qui s’adaptent à la production intermittente

Premier élément notable du rapport du CETO : la filière hydroélectricité subit une pression opérationnelle croissante. Les centrales sont aujourd’hui plus sollicitées qu’auparavant, et ce, de manière différente. Elles doivent désormais s’adapter aux variations importantes de production des énergies éolienne et solaire.

Concrètement, cela se traduit par des cycles démarrages/arrêts plus fréquents des turbines, accélérant l’usure des équipements, d’autant que l’âge moyen des centrales atteint environ 45 ans. Pour faire face à ces nouvelles contraintes, le rapport recommande de moderniser les installations existantes. L’investissement dans des équipements récents et des systèmes de contrôle numérique pourrait augmenter la production annuelle de 40 TWh.

Une croissance qui sera portée par les STEP

Aussi importante puisse-t-elle être pour le réseau, la filière hydroélectrique stagne dans l’Union européenne. Lors de la dernière décennie, seulement 6 GW de nouvelle puissance ont été installés. Une faible croissance qui, d’après le CETO, s’explique par le nombre limité de sites encore exploitables, les coûts élevés des nouveaux projets et surtout le durcissement des exigences environnementales rendant la construction de nouveaux barrages longue, complexe et souvent contestée.

À l’avenir, la croissance de la filière reposera en grande partie sur les STEP. L’UE compte actuellement quelque 46 GW de puissance installée, soit un quart de la capacité mondiale. Cette puissance pourrait atteindre 70 à 75 GW d’ici 2050, non pas nécessairement par la construction de grands ouvrages, mais via d’autres moyens : modernisation de stations existantes, interconnexion de réservoirs, reconversion de sites industriels ou miniers, et optimisation des infrastructures déjà en place.

Toutefois, le développement des STEP pourrait être limité par les complexes procédures d’autorisation et les investissements initiaux élevés. Par ailleurs, l’essor des batteries plus rapides à déployer et parfois plus rentables sur certains marchés constitue une concurrence croissante, même si cette technologie ne peut rivaliser avec les STEP en termes de durée de stockage.

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Nous l’abordons souvent dans nos colonnes : livrer de l’énergie aux lieux de consommation exige une infrastructure lourde. Réseaux de transport, de distribution, lignes en courant alternatif ou à courant continu, il s’agit d’un ensemble de systèmes techniques complexes faisant l’objet de développements permanents et d’innovations. Dont ce record établi par la DARPA américaine (Defense Advanced Research Projects Agency), à l’aide d’une technologie encore à ses balbutiements et bien peu connue.

En matière de transmission d’énergie, les câbles conducteurs sont aujourd’hui le principal moyen utilisé pour transporter l’électricité. Mais il existe d’autres manières de s’y prendre : les techniques de transmission d’énergie sans fil. Dans notre vie quotidienne, nous connaissons l’une d’entre elles : l’induction électromagnétique. Elle permet notamment de charger des objets connectés, comme des téléphones portables ou encore des montres, ou encore pour alimenter des véhicules électriques sur autoroute, comme cela a été démontré tout récemment.

Et si ce mode de transmission d’énergie ne fonctionne que sur une courte distance, il existe d’autres technologies qui permettent de résoudre cette contrainte. Basées sur l’utilisation de faisceaux de micro-ondes à faible divergence ou de laser fonctionnant à des fréquences proches de la lumière visible, elles permettent de transmettre de l’électricité sans nécessiter de conducteur intermédiaire, et ce sur de longues distances.

Transmettre l’électricité par la lumière

Le système POWER (Persistent optical wireless energy relay) est de ce type. Il est constitué d’un côté d’un émetteur laser, alimenté en électricité, et de l’autre d’un récepteur combinant un miroir parabolique et des cellules photovoltaïques, lesquelles se chargent de convertir la lumière en électricité. Grâce à ce système, une équipe de développement de la DARPA a établi un nouveau record : elle est parvenue à transmettre 800 W pendant 30 secondes, et ce à 8,6 km de distance. C’est un mégajoule qui a ainsi été transmis.

Le rendement global de ce transport d’énergie ne fait pas l’objet de communication particulière, mais un calcul de coin de table indiquerait une valeur de l’ordre de 25 %. C’est très faible, surtout lorsqu’on le compare à celui des lignes électriques plus classiques, mais un tel système peut s’avérer très utile dans les situations où l’installation de câbles est difficile du fait, notamment, du terrain, ou de délais réduits. Ou encore pour alimenter en énergie des drones en vol. À ce titre, il n’est guère surprenant qu’une telle technique intéresse l’agence américaine spécialisée dans la recherche militaire.

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Conséquence du black-out espagnol, l’Europe vient de présenter huit projets stratégiques censés améliorer la sécurité énergétique européenne. En haut de cette liste : deux interconnexions à travers les Pyrénées pour sécuriser la péninsule ibérique, que la France est accusée de freiner. 

Le black-out espagnol d’avril 2025 continue de faire parler, en particulier à Bruxelles. Pour éviter qu’une telle situation ne se reproduise, la Commission européenne réfléchit aux solutions pour améliorer le réseau énergétique européen dans son ensemble. Elle a déjà estimé une enveloppe de 1200 milliards d’euros d’ici 2040 pour le renouvellement et le développement du réseau électrique européen, et vient d’annoncer une liste de huit projets prioritaires.

• Pyrenean crossing 1 & 2, deux liaisons électriques à travers les Pyrénées pour mieux intégrer la péninsule ibérique au réseau européen,
• Interconnexion de la Grande Mer, pour connecter l’île de Chypre à l’Europe continentale,
• Harmony Link, pour renforcer l’interconnexion électrique des États baltes et renforcer leur sécurité énergétique,
• Gazoduc transbalkanique (TBP), pour accroître la résilience des approvisionnements énergétiques dans la région des Balkans,
• Bornholm Energy Island, pour faire de la mer Baltique une plateforme d’interconnexion marine,
• Corridor SudH2, pour le transport de l’hydrogène entre la Tunisie, l’Italie, l’Autriche et l’Allemagne,
• Corridor hydrogène sud-ouest, du Portugal et de l’Allemagne.
• Améliorer la sécurité énergétique et la stabilité des prix de l’Europe du Sud-Est,

Si les deux projets d’interconnexion à travers les Pyrénées sont en tête de cette liste, ce n’est pas un hasard. Suite à l’incident du 28 avril, l’Espagne et le Portugal avaient demandé à la Commission européenne d’apporter une impulsion politique pour renforcer ces interconnexions, tout en déplorant un manque d’engagement de la France à ce sujet.

La France, carrefour européen de l’énergie

D’ailleurs, ce manque de dynamisme français a été relevé par Dan Jorgensen, commissaire européen à l’Énergie, qui n’a pas hésité à déclarer : « Je pense n’offenser personne en disant que parfois, la France s’est montrée réticente à développer ses interconnexions ». Selon lui, augmenter les liaisons entre les pays ne peut être que positif, et permettrait à la France « d’éviter 40 blackouts » par an. Bien que des tensions existent sur le réseau national français, en particulier au sud-est du pays, la situation est plus complexe qu’elle n’y paraît. D’abord, la Commission européenne, qui a fixé à la France un objectif de 15 % d’interconnexions d’ici à 2030, estime le niveau actuel d’interconnexion à seulement 4,7 %. De son côté, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) a estimé ces interconnexions à 12,5 %, et même 16 % en considérant les facteurs de charge des parcs éoliens et solaires.

D’autre part, du fait de sa position géographique, la France joue le rôle de carrefour énergétique à l’échelle de l’Europe. De ce fait, une hausse de ces interconnexions pourrait augmenter les flux de transit entre une Europe du Sud produisant principalement de l’électricité solaire, et une Europe du Nord produisant de l’électricité éolienne. La France devrait alors renforcer le dimensionnement de son réseau en conséquence pour éviter les congestions, sans que les consommateurs français n’en profitent.

Des projets d’interconnexion en cours

Quoi qu’il en soit, ces deux nouveaux projets d’interconnexion entre la France et l’Espagne, qui avaient déjà été envisagés par le passé, vont pouvoir être dépoussiérés. Un accord intergouvernemental signé en 2015 prévoyait, en effet, la construction d’une liaison enterrée entre la Navarre ou le Pays basque espagnol et le département des Landes. Une deuxième liaison devait être créée entre l’Aragon et les Pyrénées-Atlantiques.

Actuellement, une nouvelle liaison électrique entre l’Espagne et la France est déjà en construction et devrait être mise en service à partir de 2028. Complexe, elle relie Bordeaux à Bilbao principalement sous la mer. Plus au nord, le Celtic Interconnector, entre la France et l’Irlande, suit son cours. Sa mise en service est prévue début 2027.

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Les prix négatifs font fantasmer autant qu’ils sont impossibles à répercuter sur les consommateurs. En dessous de zéro lorsqu’il y a beaucoup de production – solaire ou éolienne – et une demande faible, ces prix alimentent l’idée que l’électricité pourrait devenir « gratuite ». Pourtant, pour les consommateurs, cela ne change quasiment rien à leur facture.

Pourrons-nous, un jour, être payés à consommer de l’électricité ? Non, enfin, pas tout de suite. La raison tient au fonctionnement même de la décomposition de notre facture, très différente de la formation du prix de gros, qui, lui, peut être inférieur à zéro euro.

La facture d’un ménage se décompose en trois tiers : la part liée à l’électron lui-même (ce que le fournisseur achète), les coûts d’acheminement (le TURPE, qui rémunère Enedis et RTE et les entreprises locales de distribution) et les taxes et contributions (accise, certificats d’économie d’énergie, mécanismes de capacité, TVA). Ces taxes et coûts fixes représentent une part majoritaire de la facture, autour de 60 %, et s’appliquent quelle que soit l’évolution des prix de gros.

Même si les taxes sont parfois proportionnelles à l’énergie consommée ou au prix payé, ces 60 % rémunèrent les investissements dans les réseaux électriques. Ces derniers sont de plus en plus élevés pour être rénovés et adaptés au changement climatique.

De rares offres répercutent les prix négatifs, mais ne sont pas toujours avantageuses

Ensuite, le consommateur n’achète pas directement sur le marché de gros. Les fournisseurs se couvrent sur les marchés à terme : c’est une obligation pour prouver qu’ils ont, en miroir, la capacité à « servir » leurs clients pour se rémunérer et lisser leurs coûts dans le temps. Ils facturent ensuite leurs clients sur un marché de détail avec des contrats à prix fixe ou dynamiques régulés. Cela donne de la stabilité à la facture mais empêche qu’une heure à prix négatif sur les marchés spot se traduise immédiatement en un prix de zéro euro pour le consommateur.

Pourtant, des offres plus dynamiques commencent à émerger et rapprochent davantage le prix payé par les ménages du signal-prix du marché. Certaines proposent une tarification très flexible en fonction des prix horaires (Sobry par exemple). Dans ce registre, Engie a récemment lancé une offre dite Happy Heures Vertes qui promet deux heures d’électricité « gratuite » chaque jour sur un créneau choisi entre 13 h et 17 h, périodes de forte production solaire.

Les taxes restent et dépasseront toujours le prix négatif du marché de gros

La subtilité, c’est que sur le papier, le prix du kilowattheure pendant ces deux heures est à 0 € hors taxes, mais les taxes s’appliquent, ce qui ramène le coût réel du kWh à environ 0,036 € toutes taxes comprises. En contrepartie, les autres heures de la journée sont facturées à un tarif plus élevé que les tarifs réglementés classiques, ce qui rend l’offre d’Engie peu avantageuse en moyenne annuelle.

Finalement, les prix négatifs observés sur les marchés de gros n’entraînent pas de factures négatives ni de gratuité généralisée pour les ménages. Il faudrait des heures sacrément négatives pour compenser les taxes. Ce qui ne risque pas d’arriver car des dispositifs de flexibilité (équilibrage, écrêtement…) sont renforcés à mesure que les renouvelables pénètrent le mix français.

En témoignent la refonte actuelle du mécanisme de capacité, la participation prochaine des ENR au mécanisme d’ajustement, ou encore le volume de batteries ayant demandé un raccordement…

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Le média Contexte publie une note interne attribuée à EDF sur la stratégie nationale d’électrification 2026-2035. L’énergéticien français y défend un plan d’électrification poussée pour remplacer le fioul, le gaz et le pétrole dans les bâtiments, les transports et l’industrie.

Contexte, média spécialisé dans les politiques publiques, a révélé une note blanche non signée qu’il attribue à EDF. On y lit les objectifs poussés par l’énergéticien français alors que le gouvernement cherche à faire baisser les prix de l’électricité, et à justifier de nouveaux objectifs d’installation de moyens de production en pleine atonie de la demande. RTE a même révisé à la baisse ses prévisions de consommation d’électricité dans son bilan prévisionnel présenté il y a une semaine.

L’industrie devrait, selon le document, électrifier 10 gigawatts (GW) de chaleur. Chez les ménages, c’est un million de pompes à chaleur par an qui devraient être installées, en remplacement des chaudières gaz dont l’installation serait interdite.

Revoir la fiscalité et la régulation

EDF plaiderait pour baisser l’accise sur l’électricité et augmenter celle du gaz. Le gaz est moins taxé que l’électricité. L’écart d’accise est gigantesque si on le considère relativement à l’intensité carbone. L’énergéticien national veut aussi renforcer le coefficient d’énergie primaire (pour faire baisser le DPE des logements électrifiés), ce qu’a déjà fait le gouvernement pour sauver des passoires énergétiques.

Les seuils carbone dans les bâtiments seraient durcis et le principe « PAC first » (« les pompes à chaleur en premier ») imposé pour les rénovations. Dans l’industrie, l’accent est mis sur l’interdiction des chaudières fossiles, la simplification des raccordements et la compensation des coûts indirects du carbone.

EDF souhaite prolonger les aides à l’achat de véhicules électriques et accélérer le développement des bornes de recharge. Le soutien à la filière automobile passerait par des incitations ciblées et la massification de la production. Avec pour objectif, toujours selon EDF, 100 % de véhicules légers et 65 % de véhicules lourds électriques d’ici 2035. C’est ambitieux alors que la Commission propose de revenir sur l’interdiction de la vente des véhicules thermiques à 2035.

Le secteur de l’énergie a besoin d’emprunter

Pour lever les freins financiers, EDF propose un « contrat tripartite » associant banques, énergéticiens et consommateurs. Les banques offriraient des prêts garantis par l’État à taux réduits. L’entité d’électrification coordonnerait l’offre industrielle et massifierait les installations. Les consommateurs bénéficieraient d’offres clés en main, simples et sécurisées. Contacté au sujet de cette note par le média spécialisé Contexte, EDF n’a pas souhaité commenter.

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La startup française Carbon abandonne sa technologie de cellules initiale au profit d’un partenariat avec le géant chinois Longi et de la technologie back-contact pour accélérer l’industrialisation de sa future gigafactory.

La startup française Carbon l’a annoncé cette semaine : elle arrête l’industrialisation de ses cellules TOPCon développées en interne pour désormais s’appuyer sur le fabricant chinois Longi, leader mondial du secteur, et sa technologie back-contact (BC).

Objectif : accélérer l’industrialisation.

« Il est inconcevable de lancer une gigafactory en quelques années sans s’appuyer sur des acteurs ayant déjà conçu et exploité ce type d’outil industriel », explique Nicolas Chandellier, PDG de Carbon, auprès de PV Magazine. Longi accompagnera Carbon dans la conception et l’industrialisation de Carbon One, son usine pilote de 16 000 m² à Miramas (Bouches-du-Rhône), qui préfigure la future gigafactory de Fos-sur-Mer.

Sur cette technologie, la capacité d’assemblage sera portée à 700 mégawatts (MW) de fabrication de panneaux solaires par an contre 500 MW initialement annoncés. Elle doit permettre de préparer le lancement d’une future gigafactory de plusieurs gigawatts.

Accélérer pour répondre à une demande déjà présente

Carbon cherche à rassurer en expliquant son choix par le fait que cette architecture cellulaire est plus efficace et représente la prochaine grande vague du photovoltaïque. Y renoncer serait s’opposer aux Asiatiques qui inondent déjà le marché.

Lors du salon EnerGaïa, Carbon a annoncé la signature d’accords commerciaux avec neuf développeurs et producteurs indépendants pour 180 MW en 2027 et 314 MW en 2028 dans le cadre des appels d’offres simplifiés pour des installations de 100 à 500 kWc. Ces volumes restent conditionnés à l’introduction d’un critère d’assemblage européen dans les mécanismes de soutien. Une manière d’accélérer pour répondre à une demande qui devrait respecter une préférence européenne que Carbon appelle de ses vœux.

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L’interdiction totale des véhicules thermiques à partir de 2035 est abandonnée au profit d’une approche plus flexible. C’est un coup dur pour la transition écologique, une victoire pour l’Allemagne notamment.

La Commission européenne a officialisé, le 16 décembre 2025, et validé le lobbying majeur de l’Allemagne, légèrement soutenue par la France, pour renoncer à l’interdiction pure et simple de la vente de véhicules thermiques à 2035. Au lieu du tout électrique initialement prévu, Bruxelles propose désormais une part limitée de véhicules thermiques et hybrides assortie de mécanismes de compensation carbone, via par exemple des crédits carbone.

Si l’objectif de réduction des émissions de CO₂ des voitures passe officiellement de 100 % à 90 % d’ici 2035, le rythme d’électrification de la flotte automobile est si lent qu’il semble hors de portée. Pourtant, le commissaire européen Stéphane Séjourné maintient, auprès de l’AFP, que « l’objectif reste le même, les flexibilités sont en réalité des réalités pragmatiques au vu de l’adhésion des consommateurs, de la difficulté des constructeurs à proposer sur le marché du 100 % électrique pour 2035 ».

En laissant une marge pour environ 10 % de véhicules alternatifs à propulsion thermique ou hybride, la Commission ouvre la porte à une flexibilité permettant l’inclusion des véhicules électriques à prolongateur d’autonomie et, sous certaines conditions, des technologies utilisant des carburants de synthèse ou des biocarburants. L’Allemagne et l’Italie, en particulier, avaient plaidé pour un assouplissement de l’interdiction pure et simple sous prétexte qu’elle minerait l’industrie automobile.

La préférence européenne pour justifier la transition écologique

La France, dans un communiqué de presse du ministère de l’Économie, salue l’introduction du critère « fabriqué en Europe » dans la réglementation. De l’acier bas-carbone devra être notamment utilisé. « Pour la première fois, la production sur le sol européen sera prise en compte dans l’atteinte des objectifs climatiques européens ».

Les ONG ont rapidement dénoncé ce revirement comme une trahison du Pacte vert européen. Les véhicules hybrides ne permettent pas de réduire les émissions au rythme nécessaire pour limiter le réchauffement à 1,5 °C, alors que nous venons de célébrer les 10 ans de l’accord de Paris. Pour la Commission, cette approche s’inscrit dans une logique de neutralité technologique : elle permet aux États et aux constructeurs de choisir les solutions les plus adaptées, tout en maintenant la pression sur la réduction globale des émissions.

Présentée par l’exécutif européen, la mesure doit aller au Parlement européen et devant le Conseil pour être définitivement validée.

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Le conseil d’administration d’EDF a validé le devis prévisionnel du programme de construction de six réacteurs nucléaires de nouvelle génération. Une estimation à 72,8 milliards d’euros, qui sera soumise à un audit gouvernemental début 2026, dans l’attente d’une décision finale d’investissement.

EDF a présenté, le 17 décembre, à son conseil d’administration un devis prévisionnel chiffré à 72,8 milliards d’euros pour la construction des six futurs réacteurs EPR2 sur les sites de Penly, Gravelines et Bugey. Ce montant, exprimé dans les conditions économiques de 2020, est supérieur de 5 milliards à la précédente estimation, qui s’élevait à 67,4 milliards d’euros. Il a tout de même été validé par le conseil, et sera examiné au premier trimestre 2026 par la délégation interministérielle au nouveau nucléaire (DINN).

S’il est tenu, ce qui est loin d’être garanti, ce nouveau montant établirait le coût du mégawatt de puissance installée du nouveau nucléaire (9 900 MW au total) à 7,3 millions d’euros. À titre de comparaison, c’est significativement plus élevé que le parc éolien en mer de Saint-Nazaire (480 MW), qui affiche un coût de 4,2 millions d’euros par mégawatt installé, ou de la centrale solaire de Cestas (300 MW) et ses 1,2 million par mégawatt. Le service rendu n’est toutefois pas identique : les réacteurs nucléaires produisent en fonction de la demande du réseau électrique, alors que l’éolien et le solaire ne produisent qu’en fonction des conditions météorologiques.

Un financement d’État qui doit encore être validé par l’Europe

Le financement de ce programme pharaonique reposera sur un dispositif d’aide publique inédit, qui doit encore être approuvé par la Commission européenne. Trois mécanismes sont prévus : un prêt à taux zéro couvrant au minimum la moitié des coûts de construction, un contrat pour différence (CfD) sur quarante ans garantissant la rentabilité du projet, et enfin un partage des risques entre l’État et l’électricien public. La décision finale d’investissement, conditionnée au feu vert de Bruxelles, est attendue pour la fin 2026. D’ici là, l’audit de la DINN permettra de valider ou non le réalisme de ce budget.

Le premier EPR de la centrale nucléaire de Penly ne devrait entrer en service qu’en 2038. Les unités suivantes seront ensuite mises en exploitation par paires, avec un espacement de douze à dix-huit mois entre chaque mise en service. Cette cadence permettrait de capitaliser sur l’expérience acquise et d’optimiser les processus de construction.

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Le site espagnol de matériel à prix bas PC Componentes met en vente un climatiseur réversible monosplit à un prix extrêmement bas de 249,99 €. Ce modèle premier prix rebadgé de la marque inconnue Origial propose une puissance de 2 600 W en mode chauffage, largement suffisante pour réguler la température d’une chambre ou d’une petite pièce jusqu’à 20 m², sans se ruiner en électricité.

Les pompes à chaleur air/air, aussi appelées climatiseurs réversibles, s’imposent peu à peu comme une solution économique pour chauffer son logement en hiver, en plus de pouvoir rafraîchir l’air en été. Le principe est simple : l’appareil accumule les calories présentes dans l’air extérieur pour les restituer à l’intérieur en hiver, et inverse le processus en été pour le refroidissement. Résultat : un confort thermique toute l’année avec une consommation électrique maîtrisée, considérablement inférieure à celle des convecteurs classiques. Certains modèles premier prix affichent un tarif défiant toute concurrence, à peine plus élevé que des convecteurs de milieu de gamme.

C’est le cas du modèle Origial Airnature 2250 WiFi proposé par le site PC Componentes au tarif particulièrement bas de 249,99 €, livraison incluse. Sa puissance de 2 500 W en mode froid et 2 600 W en mode chaud permet de traiter des surfaces d’environ 25 m², tandis que son coefficient de performance (SCOP) de 4 en chauffage indique qu’il est capable de produire 4 kWh de chaleur pour chaque kWh d’électricité consommé. Ce climatiseur réversible utilise le réfrigérant R32, identique à la plupart des modèles actuellement sur le marché.

Attention toutefois : pour l’installer, il faut bien évidemment acheter les câbles d’alimentation électrique et les liaisons frigorifiques. Ajoutez autour de 70 € pour un kit de liaisons flare de 4 m de long, à acheter séparément dans la boutique de votre choix, ou optez pour des liaisons préchargées déjà tirées au vide (mais trois fois plus chères). Pour la mise en service, vous devrez également considérer l’intervention d’un professionnel frigoriste, dont les tarifs varient fortement. En installant le climatiseur vous-même, vous pouvez espérer un coût global inférieur à 800 €, accessoires et mise en service par un professionnel inclus (si vous tombez sur un pro raisonnable et dans le cas d’une installation sans difficultés particulières).

Malgré le prix bas, la connectivité wifi est incluse

La connectivité WiFi intégrée représente l’un des atouts majeurs de ce climatiseur réversible. En option sur d’autres modèles même de grande marque, elle est ici incluse. Elle permet de piloter finement l’appareil via smartphone, de créer des plannings adaptés à ses besoins et d’ajuster la température à distance. Cette gestion précise contribue directement à réduire la facture énergétique en évitant les cycles inutiles et en adaptant la production de chaud ou de froid aux besoins réels.

La classe énergétique A+ (SEER 6,1 / SCOP 4) paraît normale pour un climatiseur premier prix. Avec une consommation annuelle estimée à 152 kWh en mode climatisation et 798 kWh en mode chauffage, l’appareil se montre sobre comparé aux convecteurs électriques. L’ADEME confirme d’ailleurs l’efficacité des pompes à chaleur, y compris lors des périodes de grand froid, avec des coefficients de performance qui restent élevés même par températures négatives.

Caractéristiques techniques du climatiseur Original Airnature 2250 WiFi

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À en croire le gestionnaire de réseau français, une augmentation trop faible de la consommation électrique française pourrait, à long terme, mettre à mal les grands projets nucléaires et éoliens en mer. Pour éviter cette situation, RTE appelle le pays à prendre des décisions rapidement.

Dans la course effrénée vers le zéro carbone d’ici 2050, l’électrification des usages constitue vraisemblablement la meilleure piste à suivre pour se donner une chance de réussite. Néanmoins, si les moyens de produire de l’électricité décarbonée se multiplient, encore faut-il pouvoir utiliser cette électricité. Selon le dernier bilan prévisionnel de RTE, la France est à un moment charnière de ce défi majeur. Le gestionnaire de réseau français a analysé la situation française et dessiné deux scénarios possibles au sujet du réseau électrique français. L’un de ces scénarios pourrait, à terme, compromettre le nouveau programme nucléaire.

Si tout se passe bien, et que la France prend la direction de ses objectifs publics via une décarbonation rapide, sa consommation électrique devrait augmenter de manière considérable pour atteindre 580 TWh d’électricité par an, contre 442 TWh d’électricité en 2024. Cette hausse serait alors en grande partie liée à la hausse du parc de voitures électriques, de la production d’hydrogène et des besoins de l’industrie.

Le nouveau nucléaire remis en question en cas de décarbonation lente

Néanmoins, sans action majeure en ce sens dans les prochains trimestres, la trajectoire du pays pourrait être bien différente. C’est ce qu’a analysé RTE à travers son scénario de décarbonation lente. Celui-ci aurait des répercussions directes sur les moyens de production d’énergie décarbonée. Dans ce cas de figure, l’exportation d’électricité vers le reste de l’Europe atteindrait un plafond et ne pourrait pas suffire à combler l’écart entre production et consommation.

De ce fait, il nécessiterait une modulation plus importante du parc nucléaire, ce qui conduirait à une hausse du coût complet de production. RTE envisage ainsi une différence de 60 TWh de production annuelle d’électricité pour le parc nucléaire entre les deux scénarios. La production serait de 380 TWh en cas de décarbonation rapide contre seulement 320 TWh en cas de décarbonation lente.

Les parcs éoliens en mer également plongés dans le doute

Mais ce n’est pas tout, une croissance trop lente de l’électrification des usages pourrait ralentir les besoins en énergie décarbonée. Si le déploiement des moyens de production d’énergies renouvelables terrestres semble déjà voué à ralentir, il en va de même, à moyen et long terme, pour les grands projets que sont les parcs éoliens en mer et les nouveaux EPR2.

Dans son bilan, RTE écrit ainsi : « À moyen et long terme, la poursuite d’une tendance d’électrification modérée conduirait à remettre en question également des projets éoliens en mer et les nouveaux réacteurs nucléaires ». Le gouvernement français va devoir prendre des mesures fortes dès les prochains trimestres pour maintenir le cap vers ses objectifs de décarbonation, et ainsi ne pas bousculer les investissements industriels déjà réalisés dans le domaine des énergies décarbonées.

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