Malgré des avantages environnementaux indéniables, le fret ferroviaire français peine à revenir au premier plan pour le transport de marchandises. Pourtant, l’État y croit encore et veut en doubler la part d’ici 2030.

Une nouvelle liaison ferroviaire vient d’être annoncée par Modal Group entre Dunkerque et Lyon. Objectif : relier les deux bassins industriels et logistiques via une alternative moins carbonée que le transport routier. Cette nouvelle liaison pourrait être prolongée dès début 2027 vers l’Italie. Dans le même temps, Angers Loire Métropole vient d’indiquer l’abandon d’un projet de plateforme destinée au fret ferroviaire, la faute à un coût trop important.

À elles seules, ces deux actualités illustrent parfaitement la situation du fret ferroviaire français. En perte de vitesse permanente depuis maintenant 50 ans, le fret concentre les espoirs d’un transport de marchandise plus vertueux, grâce à des émissions de CO₂ neuf fois moins importantes que le transport routier. Néanmoins, les différentes tentatives de relance du secteur ont échoué, faute d’ambition ou de budget.

De quasi-monopole à quasi-disparition

L’histoire du transport de marchandises par voie ferrée commence il y a presque 200 ans, entre Saint-Étienne et Andrézieux, quand un chargement de charbon est acheminé grâce à une traction hippomobile. Le fret ferroviaire augmente ensuite très vite, représentant 57 % du total des marchandises transportées en France en 1865, puis plus de 70 % peu après la Première Guerre mondiale.

En 1974, le transport ferroviaire de marchandises atteint son apogée avec 75 milliards de tonnes.kilomètres, pour 47 % du transport total. Mais à partir de cette année, le fret diminue d’année en année. En face, le transport routier ne cesse de gagner du terrain grâce à sa flexibilité, et au développement des autoroutes qui facilitent le just-in-time ainsi qu’une distribution fine des marchandises.

Du côté du ferroviaire, la priorité est progressivement donnée aux trains de voyageurs. D’ailleurs, en 2018, on comptait en moyenne 851 trains de marchandises en circulation chaque jour, contre plus de 11 000 trains de voyageurs. Dans le même temps, les investissements dans le réseau sont insuffisants, ce qui en altère l’état et réduit la fiabilité du transport.

Des relances ratées

À partir des années 2000, plusieurs initiatives sont mises en place pour relancer le fret ferroviaire, sans réel succès. Entre 2004 et 2009, 3,5 milliards d’euros sont injectés en vain. En 2023, le fret ne représente plus que 29 milliards de tonnes.kilomètres pour 8,9 % du transport total de marchandises en France.

Finalement, à partir de 2020, un énième élan est insufflé au fret ferroviaire français avec d’importantes aides de l’État pour espérer atteindre 18 % du transport total de marchandise d’ici 2030. Cette nouvelle dynamique est illustrée par le retour du train des primeurs, qui relie Perpignan à Rungis (de nouveau arrêté en 2024). Ce retour du ferroviaire ne concerne pas que la SNCF, depuis l’ouverture du train à la concurrence, y compris pour les marchandises.

Cinq ans pour doubler la part du fret ferroviaire

Le train, en particulier pour les lignes électrifiées, est un atout considérable pour la transition énergétique. Selon la SNCF, un train de marchandises qui transporte l’équivalent de 40 poids lourds émet neuf fois moins de CO₂ et consomme six fois moins d’énergie. Sa relance a donc beaucoup de sens d’un point de vue environnemental. Convaincue de cet intérêt, l’alliance Fret ferroviaire français du futur (4F) milite pour le retour au premier plan du fret ferroviaire, et propose des axes de développement pour rendre atteignables les 18 % d’ici 2030.

Parmi les principaux axes de développement, l’investissement massif dans la rénovation du réseau actuel semble incontournable. Toujours selon la SNCF, le réseau français aurait un âge moyen de 33 ans, et certains rails auraient plus de 60 ans. L’âge de ces équipements en altère les performances et donc la fiabilité.

En parallèle, 4F propose la mise en place de politiques publiques pour renforcer la compétitivité du fret ferroviaire vis-à-vis du transport routier, avec par exemple la création d’un label transport écologique. Des incitations fiscales valoriseraient également les tonnes de CO₂ économisées grâce au transport ferroviaire.

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Trois ans après, les conséquences de la tempête Ciaran sont encore palpables, surtout chez Enedis. Au matin du 2 novembre 2023, 1,2 million de foyers se retrouvaient sans électricité, et le gestionnaire du réseau de distribution ne veut plus revivre une telle situation. Pour cela, une solution s’impose : enfouir les réseaux électriques. 

Si vous vous êtes déjà rendu du côté de Falaise, d’Eraines ou de Versainville, dans le Calvados, vous verrez peut-être un changement dans le paysage. Pour une fois, il ne s’agit pas de l’apparition soudaine de nouvelles éoliennes, mais plutôt de la disparition de lignes électriques. Suite à la tempête Ciaran, qui avait secoué la France pendant l’automne 2023, Enedis a lancé un grand plan de rénovation de ses lignes électriques aériennes. Il faut dire que les conséquences matérielles de la tempête avaient été très importantes avec 315 000 personnes privées d’électricité, rien qu’en Normandie.

Du côté de Falaise, le gestionnaire du réseau de distribution a donc décidé d’enterrer des lignes vieillissantes, là où les rafales de vent avaient pu atteindre 140 km/h. Sur le papier, l’enfouissement arrange tout le monde, puisque la sécurité du réseau est mieux assurée, et l’impact visuel des lignes aériennes disparaît.

L’avenir des réseaux sera-t-il 100 % enfoui ?

Néanmoins, cette solution technique a un coût : l’enfouissement de ces 4 kilomètres de ligne a nécessité un budget de 600 000 euros. D’ailleurs, le chantier post-Ciaran ne devrait pas s’arrêter là et Enedis doit consolider près de 600 km de lignes aériennes en Normandie d’ici 2030. Montant de l’opération : 120 millions d’euros.

Un peu partout en France, les chantiers d’enfouissement des réseaux se multiplient, en particulier dans le cadre du remplacement de lignes anciennes, comme c’est le cas entre Angers et Écouflant. Cette fois, comme il est question de trois lignes 90 000 volts, c’est RTE qui se charge de l’opération. Une fois les nouveaux câbles posés, début 2028, le gestionnaire de réseau se chargera de la dépose des 60 pylônes électriques datant des années 1930.

Pour autant, tout le réseau électrique français ne subira pas le même sort. Si une grande part d’enfouissement est prévue pour le renouvellement du réseau de distribution, RTE devrait compter sur le transport aérien pour une grande partie de ses lignes 225 et 400 kV. Toujours selon RTE, ces derniers devraient toujours représenter 80 000 km de lignes en 2040.

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Menaces majeures du XXIᵉ siècle, les cyberattaques n’épargnent pas les infrastructures énergétiques, qui sont souvent d’une grande importance pour la stabilité d’un pays. En Asie, l’Inde a échappé au pire après le piratage de sa plus grande centrale nucléaire. Heureusement, les conséquences sont finalement minimes.  

Le 29 mai dernier, Yotta, un prestataire indien de services de centre de données, détecte une activité suspecte sur l’un de ses serveurs. L’événement, banal d’apparence, est vraisemblablement le point de départ d’une fuite massive de données de la centrale nucléaire indienne Kudankulam.

Cette fuite de données aurait été causée par World Leaks, un groupe de ransomware qui a l’habitude de pirater les données de grandes organisations mondiales, et d’exiger une rançon sous peine de publier les données piratées sur leur site internet. Ici, c’est ce qui s’est passé le 11 juin, quand 19 000 fichiers datant de 2016 à mi-2025 se sont retrouvés sur le dark web, accessible à tous.

Heureusement, selon la Nuclear Power Corporation of India Limited, les données fuitées ne concerneraient que les installations conventionnelles du site. Néanmoins, la fuite aurait tout de même révélé des plans de systèmes de ventilation, des compte-rendus de réunion, d’inspections ou des rapports d’évaluation.

Des cyberattaques de plus en plus fréquentes ?

Ce n’est pas la première fois que la centrale nucléaire indienne est la cible de cyberattaques. En 2019, des hackers nord-coréens étaient parvenus à introduire un logiciel malveillant. Ce piratage n’avait eu aucune conséquence sur la centrale. Néanmoins ce type d’attaques pourrait se multiplier dans les années à venir, en particulier du fait d’un système énergétique toujours plus connecté.

D’ailleurs, en juillet 2026, une centrale électrique britannique a également fait l’objet d’une attaque, cette fois de pirates iraniens. L’incident n’a eu aucun impact sur le réseau électrique du pays, mais a provoqué son arrêt pendant près de quatre jours. L’année dernière, en Norvège, c’est une centrale hydroélectrique qui avait subi le même sort.

Pour faire face à ces attaques, EDF dispose d’un service dédié, appelé Computer Security Incident Response Team, qui s’occupe de tous les incidents de sécurité du groupe et se tient informé des potentielles menaces.

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Y aura-t-il bientôt quatre réacteurs nucléaires dans la centrale de Nogent-sur-Seine ? C’est en tout cas ce qu’espère la municipalité, qui vient de remettre officiellement sa candidature auprès d’EDF. L’emplacement des réacteurs de la deuxième phase de relance du nucléaire en France est attendu d’ici la fin de l’année. 

C’est en grande pompe que la ville de Nogent-sur-Seine a officiellement remis sa candidature à Bernard Fontana, PDG d’EDF, pour accueillir deux réacteurs nucléaires de nouvelle génération. Selon la délégation qui s’est rendue au siège d’EDF pour présenter cette candidature, Nogent-sur-Seine a de nombreux arguments à faire valoir pour recevoir deux EPR2.

En plus d’être situé à une centaine de kilomètres de Paris, le site possède deux lacs réservoirs artificiels (Orient et Temple). Ces deux réservoirs représentent 400 millions de mètres cubes d’eau, et constituent une sécurité importante pour le bon fonctionnement des EPR2 en cas de trop faible débit de la Seine.

Jackpot pour les quatre candidats sélectionnés

Après Penly, Gravelines et Bugey, EDF compte choisir quatre autres candidats pour poursuivre sa relance du nucléaire. Si le choix des sites pour cette seconde phase est attendu avant la fin de l’année, rien n’est encore joué. Les sites encore en lice sont :

– Nogent-sur-Seine,

– Chinon,

– Blayais,

– Golfech,

– Belleville-sur-Loire

– Tricastin Grand Sud

Pour ces villes, l’accueil de ces nouveaux EPR est d’une importance capitale. En effet, chaque chantier promet près de 10 milliards d’euros d’investissements sur le territoire, 10 000 emplois et au moins 10 ans de chantier. L’impact d’un tel projet à l’échelle de la commune et du département est donc gigantesque. Pour s’en convaincre, il suffit de se balader dans les villes et villages qui accueillent déjà une centrale nucléaire. Grâce à des taxes foncières très élevées, les communes ont pu bénéficier de budgets municipaux très élevés en plus d’être abreuvées d’emplois.

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En quelques années, le nucléaire a pris une part très importante dans les débats concernant la transition énergétique. Si cet engouement se traduit d’ores et déjà par une augmentation du nombre de réacteurs en construction, cette hausse est encore insuffisante pour réellement peser sur la décarbonation du mix électrique mondial.

L’organisation internationale World Nuclear Association (WNA) vient d’actualiser son inventaire des réacteurs en cours de construction à travers le monde, et les résultats obtenus sont riches en enseignements. Actuellement, on compterait près de 80 chantiers de réacteurs, soit 22 de plus qu’en 2024, lorsque nous avions établi une carte des réacteurs en construction. Cette augmentation spectaculaire se joue principalement en Asie, et en particulier en Chine.

On constate tout de même que si le nombre de chantiers augmente, présentement, la capacité nucléaire disponible peine à augmenter. Sur les 20 dernières années, on recense 111 réacteurs arrêtés pour 101 réacteurs mis en service. En 2024, 440 réacteurs répartis dans 31 pays produisaient 2667 TWh, soit à peine plus que le précédent record de production daté de 2006. Le nucléaire représente 9% du mix électrique mondial, mais l’installation de nouvelles capacités de production n’accélère pas, ce pourcentage pourrait baisser dans les années à venir.

Le nucléaire conventionnel est toujours aussi difficile à déployer

Avec les objectifs de décarbonation à l’échelle mondiale, le nucléaire suscite un regain d’intérêt grâce aux fortes puissances des réacteurs nucléaires, leur production stable et le haut facteur de charge. Certains pays envisagent de franchir le cap du nucléaire pour la première fois (ou presque) de leur histoire. C’est le cas du Kazakhstan, de la Pologne, de l’Ouzbékistan ou du Vietnam, qui ont tous des projets en cours de développement. De leur côté, le Bangladesh, l’Égypte et la Turquie construisent actuellement leur première centrale.

Néanmoins, la marche du nucléaire est difficile à franchir pour de nombreux pays. Les centrales nucléaires sont des projets de très grande envergure, qui engendrent de nombreuses contraintes. Outre l’aspect financier, elles sont souvent bien plus puissantes que les autres types de centrales, en particulier thermiques. Leur installation a donc un impact massif sur le réseau de transport de l’électricité, qui doit être lourdement adapté.

Une histoire de politique

En parallèle, les pays qui veulent se lancer n’ont souvent pas l’expertise nécessaire pour mener un programme nucléaire, ils doivent donc forger des partenariats avec les rares pays qui savent construire des centrales : le Royaume-Uni, les États-Unis, la France, mais également la Chine et la Russie. D’ailleurs, ces deux derniers multiplient les accords avec de nombreux pays intéressés par le nucléaire et étendent ainsi leur influence par ces moyens. Dans un contexte géopolitique de plus en plus tendu, l’obligation de nouer des partenariats avec des acteurs parfois clivants peut freiner les pays concernés.

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Les centrales photovoltaïques flottantes se multiplient sur les plans d’eau des anciennes carrières d’extraction. Le solaire permet de valoriser ces vastes espaces fonciers sans compromettre leur retour à la nature. Symbole de cette évolution de plus en plus fréquente : une installation de 16,8 MWc prévue sur les étangs des anciennes carrières Martin, près de La Flèche (Sarthe). 

C’est une nouvelle page de l’histoire des anciennes carrières de granulats alluvionnaires Martin, au cœur de la Sarthe, qui est en train de s’écrire. Abandonnées au début des années 2010, les 6 excavations, rassemblées sur un site de 100 hectares, se sont naturellement transformées en étangs et la nature y a repris ses droits. Le site, devenu un petit havre de paix, en particulier pour les pêcheurs, va vraisemblablement accueillir des panneaux solaires flottants.

Une enquête publique s’apprête à ouvrir, le 15 septembre, pour la mise en place de presque 30 000 panneaux solaires flottants. Installés sur deux étangs de 13 et 22 hectares, ils devraient permettre d’atteindre une capacité totale de 16,8 MWc pour une production annuelle estimée à 18,8 GWh par an.

De l’énergie décarbonée avec un impact visuel modéré

Pour limiter l’impact de cette centrale photovoltaïque flottante, plusieurs mesures ont été prises. D’abord, une distance de 20 mètres sera respectée entre les flotteurs et les berges, ce qui permettra de maintenir les activités de pêche sur le pourtour des étangs. D’autre part, 70 % des deux étangs concernés resteront découverts. Cela devrait notamment permettre aux espèces aquatiques de se protéger, tout en laissant une large zone d’utilisation pour les oiseaux. Enfin, les centrales solaires devraient participer à limiter le réchauffement et l’évaporation de l’eau durant les périodes estivales.

Ce type de centrale a pour avantage un impact visuel réduit, en particulier en comparaison à un parc éolien de même puissance (soit environ 4 éoliennes). Si tout se passe comme prévu, la mise en service de cette centrale devrait avoir lieu d’ici la fin de l’année 2028.

L’article Cette ancienne carrière va accueillir un parc photovoltaïque flottant est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

La transition énergétique est loin d’être un long fleuve tranquille. L’augmentation exponentielle des capacités de production d’énergie renouvelable crée de plus en plus de tensions sur les réseaux électriques, et un déséquilibre de plus en plus important entre production et consommation. Heureusement, les capacités de stockage d’électricité augmentent à vue d’œil, et vont permettre aux réseaux de gagner en flexibilité. 

Voilà un constat très encourageant pour le déploiement des énergies renouvelables : les capacités de stockage par batterie augmentent de manière exponentielle. En 2025, on a recensé 108 GW de puissance de stockage déployée, soit 40 % de plus qu’en 2024. Les capacités installées sont désormais 11 fois supérieures à celles de 2021.

Dans son rapport global concernant l’année 2026, l’Agence internationale de l’énergie (AIE) a constaté que les batteries stationnaires (BESS) avaient généralement une capacité de stockage de l’ordre de deux heures, mais que ce chiffre avait tendance à augmenter au fil du temps, atteignant souvent quatre heures. Si 80 % des capacités installées sont à grande échelle, on compte 20 % de batteries « behind-the-meter », c’est-à-dire qui sont situées chez les professionnels et les particuliers. Aussi, sans surprise, la Chine domine le reste du monde en termes de déploiement puisqu’elle est responsable de 60 % des capacités installées dans le monde.

La technologie LFP bientôt remplacée par le sodium-ion ?

À l’heure actuelle, c’est la technologie LFP qui règne en maître en couvrant 90 % du marché grâce à un coût plus faible que les autres solutions, et à une meilleure tenue pour les cycles de charge/décharge fréquents. Il y a encore cinq ans, elle ne représentait pas la moitié des capacités installées.

Pour autant, rien ne nous dit que le LFP restera la technologie de référence dans les années à venir. De nombreuses startups travaillent sur d’autres solutions. C’est le cas de Peak Energy, qui travaille sur la technologie sodium-ion, qui a de nombreux avantages. Parmi eux, on peut citer des coûts de stockage réduits, une disponibilité de 99 % et une plus grande fiabilité, notamment grâce au recours à du refroidissement passif.

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Il n’y a pas que le prix de l’essence qui grimpe en flèche. Pendant le mois d’août, le prix de l’électricité sur le marché de gros a littéralement explosé. De quoi inquiéter tout le monde… sauf les exploitants de batteries. 

En cette fin d’été, la situation du prix de l’électricité sur les marchés de gros est problématique. Storio, acteur français du stockage d’énergie par batterie, a relevé un prix moyen de l’électricité de 123 €/MWh sur le marché SPOT day-ahead pour le mois d’août 2026. C’est tout simplement le double du prix moyen de l’année dernière, sur la même période, et la plus haute moyenne relevée depuis le début de la guerre en Ukraine, en 2022.

Cette situation s’explique par la conjonction de plusieurs facteurs. D’abord, les fortes chaleurs ont engendré une consommation d’électricité plus importante qu’à l’accoutumée. Cela laisse d’ailleurs présager de futures tensions sur les marchés de l’électricité pendant les périodes estivales des années à venir.

En parallèle de cette consommation, plusieurs centrales thermiques ont vu leur production baisser à cause de problèmes de refroidissement et de niveaux de rivières insuffisants. En France, cela concerne le nucléaire et en Allemagne le charbon. Les centrales à gaz sont parfois mobilisées pour compenser, sauf que le prix du gaz est lui-même très élevé à cause de la crise du détroit d’Ormuz.

Une situation paradoxale

Ces tensions importantes concernant le prix de l’électricité arrivent pourtant à un moment où les prix négatifs n’ont jamais été aussi nombreux. Entre 11h et 15h, les centrales solaires produisent à plein régime et font chuter drastiquement le prix de l’électricité. Depuis le début de l’année, Storio a relevé 750 heures de prix négatifs, soit déjà plus que sur toute l’année 2025.

Ce contexte profite clairement aux exploitants de systèmes de stockage, en particulier de batteries. Storio indique qu’en août 2026, une batterie a pu générer un revenu 65 % plus élevé que sur la même période l’année dernière. D’ailleurs, le spread moyen, c’est-à-dire la différence moyenne entre le prix d’achat et de revente depuis le début de l’année, est estimé à 134 €/MWh.

L’article Le prix de l’électricité a explosé au mois d’aout, mais les opérateurs de stockage se frottent les mains est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

L’Europe pourrait signer une année record en matière d’installation d’éoliennes, mais ce n’est pas grâce à la France. Fort d’un excellent premier semestre, le Vieux Continent espère atteindre 24 GW de nouvelles capacités d’ici la fin décembre. À partir de l’année prochaine, ce sont 30 GW de capacités qui devront être mises en service chaque année. 

L’Europe a installé 8,8 GW de nouvelles capacités de production éolienne sur les six premiers mois de l’année 2026, ce qui porte le total à 311 GW. Si le Vieux Continent continue sur cette lancée, l’année 2026 pourrait être une année record en matière d’installation, en faisant mieux que l’année 2022 et ses plus de 16 GW mis en service.

Si l’éolien en mer s’accapare l’actualité en matière d’énergies renouvelables, c’est bien l’éolien terrestre qui joue le rôle de locomotive pour le secteur avec 74 % des nouvelles capacités installées lors de ce premier semestre.

Dans ses dernières prévisions de l’automne 2026, Wind Europe s’attend à ce que l’Europe finisse l’année avec 24 GW de nouvelles capacités de production. C’est une étape encourageante vers l’objectif des années suivantes, établi à 30 GW d’installation par an jusqu’en 2030.

Et la France ?

Sans surprise, cette bonne dynamique européenne est en grande partie due à l’Allemagne qui continue de s’équiper massivement en éoliennes. Elle représente à elle seule 3,4 GW de nouvelles installations, suivie par le Royaume-Uni (789 MW) et l’Espagne (612 MW). La France se retrouve au pied du podium, avec un total de 556 MW de nouvelles capacités installées entre janvier et juin 2026. Ces nouvelles capacités sont majoritairement terrestres (414 MW).

La France n’affiche pas une dynamique extraordinaire. Wind Europe constate, par exemple, une baisse de 12 % de projets autorisés dans l’Hexagone entre le premier semestre 2025 et le premier semestre 2026. Même en termes d’objectifs de capacité d’installation offshore pour la période 2026-2030, la France est loin des meilleurs. Elle devrait ajouter 1,4 GW de capacité, tandis que l’Allemagne vise 6,9 GW et le Royaume-Uni vise 13,5 GW.

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Depuis l’année 2024, qui avait explosé tous les compteurs, les investissements dans la production d’énergie renouvelable sont en chute libre. Cette baisse drastique s’explique notamment par des besoins de plus en plus importants en stockage pour mieux adapter la production non pilotée aux besoins électriques réels. 

Si la transition énergétique a représenté plus de 2 000 milliards de dollars d’investissements en 2025 à l’échelle mondiale, le secteur des énergies renouvelables n’est pourtant pas au beau fixe. La filière a connu une baisse de 10 % d’investissement entre l’année 2024 et l’année 2025 pour s’arrêter à 690 milliards de dollars, selon BloombergNEF. Sur le premier semestre 2026, la situation s’est stabilisée, sans pour autant repartir à la hausse avec 327 milliards de dollars d’investissement.

Dans le monde, le secteur éolien est à la peine avec une baisse de 27 % par rapport au premier trimestre 2025, en grande partie à cause de l’éolien offshore qui a subi de nombreuses déconvenues, particulièrement en Europe. La situation est telle que les investissements en la matière ont chuté de 72 % en un an ! Heureusement, le secteur de l’éolien terrestre résiste beaucoup mieux avec une baisse de seulement 4 %. En Europe, certains pays sont même en progression comme l’Allemagne, la Roumanie ou la Serbie.

Les projets associant solaire et stockage explosent

Le photovoltaïque n’est pas en reste, et fait également face à une chute drastique des investissements. On parle du plus bas niveau d’investissement depuis 2021. Cette situation s’explique par des inquiétudes de plus en plus importantes des investisseurs à cause de la multiplication des écrêtements, de la congestion des réseaux et de la cannibalisation des prix de l’électricité.

Si les centrales solaires ralentissent, ce n’est pas le cas des projets hybrides (solaires et batterie) qui se multiplient. Les investissements sur ce type d’association ont été multipliés par 3 entre les premiers trimestres 2025 et 2026. Cette situation montre que les enjeux du stockage prennent une place de plus en plus importante dans la gestion de la production d’énergie décarbonée.

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Si 90 % des trains voyageurs circulent sur des lignes électrifiées, ce qui leur garantit une empreinte carbone réduite, la décarbonation des 10 % restants est un défi technique et technologique majeur pour la SNCF. Le groupe français vient de franchir une nouvelle étape dans cette direction avec la mise en service du tout premier train à batterie. 

Il y a du changement sur la ligne ferroviaire Vauvert – Nîmes, en Occitanie. Habituellement, cette liaison est assurée par des rames bimode électrique/thermique qui sont capables de circuler sur des lignes électrifiées ou non. Mais depuis quelques jours, y circule le premier train français à batterie. Issu d’une expérimentation menée conjointement par cinq régions, Alstom et SNCF Voyageurs, cette unité multiple électrique à batterie est équipée de 16 modules lithium qui lui confèrent une autonomie de 80 à 100 km. La recharge des batteries a lieu pendant les phases de freinage ou grâce aux caténaires.

Pour le moment, la rame effectue trois allers-retours par jour entre Vauvert et la gare de Nîmes, l’expérimentation doit durer deux ans. 20 % d’économies d’énergie sont attendues par rapport à l’habituelle rame bimode. L’ensemble du programme, qui devrait permettre la conversion d’autres rames, représente un investissement de près de 40 millions d’euros.

Respecter les spécifications du train existant

Visuellement, mise à part la livrée spécifique de cette rame électrique, il est impossible de la distinguer des habituelles rames électriques/thermiques, et pour cause. Il ne s’agit pas d’un nouveau train, mais d’un retrofit des rames électriques/thermiques construites dans les années 2000, qu’on retrouve un peu partout en France.

Pour réussir cette conversion, les équipes d’Alstom ont donc dû effectuer des modifications sans toucher aux spécifications d’origine de la rame, à savoir son volume, sa masse ou ses logiciels embarqués. Les 16 batteries lithium embarquées ont ainsi la même masse et le même encombrement que les anciens moteurs diesel. De la même manière, la conduite ne change pas, ce qui permet de ne pas perturber les habitudes des conducteurs.

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Vu du ciel, il ne reste plus rien du Karatchaï, un petit lac comme il en existe des centaines de milliers en plein cœur de la Russie. Pourtant, celui-ci a eu un destin bien différent des autres, en servant de déchèterie nucléaire à l’URSS, en particulier pendant la guerre froide. Depuis, la Russie l’a fait sceller pour tenter d’endiguer la radioactivité du site, mais les conséquences de cette pratique sur les populations locales et l’environnement auraient été désastreuses.

Au premier abord, le nom du lac Karatchaï, situé aux confins de l’Oural, respire l’aventure. On l’imagine aisément au cœur de la taïga, bordé de bouleaux et de pins. Pourtant, la réalité est bien différente, à cause d’une infrastructure voisine construite à la fin des années 1940 : le complexe nucléaire Maïak. Ce site industriel a été édifié dans un but précis : produire du plutonium pour équiper l’arsenal nucléaire russe, en pleine guerre froide.

Seulement voilà, cette production obtenue à partir de cinq réacteurs plutonigènes génère beaucoup de déchets radioactifs, dont des effluents. Dès 1951, la décision est prise de « stocker » ces déchets dans le petit lac Karatchaï. Entre 1951 et 1989, ce sont plus de 5 millions de mètres cubes de solutions contaminées qui ont été déversés dans le lac et qui ont souillé ses couches géologiques. Outre la contamination directe des alentours du lac, de la poussière radioactive s’accumule sur les berges du lac lors des épisodes de sécheresse. Résultat, en 1967, de forts vents transportent l’équivalent de 600 curies de particules radioactives à plus de 75 km du site, entraînant la contamination probable de nombreux habitants de la région.

Une chape de béton pour tenter de limiter les risques

À partir de cette date, les autorités locales décident d’immerger des milliers de blocs de béton pour tenter de maintenir les boues radioactives au fond du lac. Cette technique a pour conséquence de réduire drastiquement la taille du lac, qui passe de 45 hectares dans les années 50 à seulement 20 hectares en 1991.

Plus tard, le complexe est transformé en centre de traitement des déchets radioactifs, mais il semblerait que les rejets dans le lac aient continué au moins jusqu’à la fin des années 90, en partie pour éviter un assèchement du lac. Finalement, en 2015, la Russie décide de sceller définitivement le lac avec du béton et un programme de surveillance est mis en place pour analyser la radioactivité locale ainsi que celle des eaux souterraines.

Pourtant, ces mesures paraissent être trop tardives. Selon certaines sources, depuis le début du stockage des déchets radioactifs dans le lac, le nombre de cancers chez les travailleurs du site et les résidents de la région aurait augmenté de 21 % avec une hausse des anomalies congénitales et des leucémies.

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Si la fin des énergies fossiles semble inéluctable, la gestion des prochaines décennies alimente les débats et suscite des tensions, même au sein de l’Europe. Alors que le Vieux Continent veut montrer l’exemple et tourner la page du pétrole et du gaz le plus rapidement possible, la Norvège veut continuer de profiter encore un peu de ses immenses réserves fossiles. 

La Norvège a beau avoir l’un des mix électriques et énergétiques les moins carbonés de la planète, elle est aussi l’un des plus grands exportateurs d’hydrocarbures au monde, notamment grâce aux réserves présentes dans les sous-sols de la mer du Nord, de la mer de Norvège et de la mer de Barents. Fin 2025, on comptait pas moins de 97 champs de gaz naturel et de pétrole au large des côtes du pays nordique.

Pour le pays scandinave, ces ressources en hydrocarbures ont un très grand rôle pour l’économie, en conférant emplois, revenus et indépendance énergétique. En 2025, les exportations de gaz et de pétrole ont rapporté à la Norvège près de 85 milliards d’euros, soit 57 % de la valeur totale des exportations du pays.

De ce fait, malgré une transition mondiale progressive vers les énergies décarbonées, le pays compte bien continuer à profiter de ces ressources naturelles encore quelques (dizaines) d’années, et a annoncé, en mai 2026, l’APA2026 : un programme de 70 blocs d’explorations, dont 38 dans la mer de Barents.

L’enjeu du nord de la mer des Barents

Cette décision n’est pas du goût de l’Union européenne, qui prône la mise en place d’un moratoire concernant les nouveaux forages d’hydrocarbures pour des raisons environnementales. Surtout, l’Union européenne vise la neutralité carbone d’ici 2050, or des explorations pétrolières conduiraient à une exploitation de ces ressources aux alentours de 2030 à 2040.

Seulement voilà, depuis la chute des importations de gaz russe, la Norvège a pris une importance capitale dans l’approvisionnement européen en gaz naturel. Désormais 4ᵉ exportateur mondial de gaz, le pays scandinave a fourni 95 % de ses exportations de gaz au Vieux Continent, soit 30 % des besoins de ce dernier.

Ainsi, l’Europe se retrouve face à un dilemme difficile à résoudre : s’opposer aux explorations pétrolières norvégiennes au risque de mettre en péril son indépendance énergétique aux alentours de 2040, ou encourager ces explorations mais renoncer à des positions fortes en matière de protection de l’environnement.

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En retard par rapport à l’éolien ou au photovoltaïque, les systèmes capables de produire de l’électricité à partir des énergies de la mer tardent à éclore. Heureusement, une société suédoise est parvenue à faire certifier son système, preuve qu’on approche d’une forme de maturité technologique. 

La société suédoise CorPower vient d’annoncer la certification de son système houlomoteur C4 par l’organisme indépendant DNV, sous la norme DNV-SE-0120 et la dénomination « Certification des convertisseurs et réseaux d’énergie de vague ». Avec cette première mondiale, l’énergie houlomotrice fait un pas dans la catégorie fermée des énergies de la mer considérées comme matures.

Pour rappel, Det Norske Veritas est un organisme indépendant de certification centenaire, spécialisé dans le secteur maritime. Il certifie à la fois les navires, les infrastructures liées à l’exploitation des hydrocarbures, mais également des énergies renouvelables. Dans le cadre du système houlomoteur C4, cette certification est l’aboutissement d’un travail conjoint de 10 ans destiné à rendre la technologie développée par CorPower viable en termes de performances, mais également de résistance structurelle, de fiabilité et de sécurité.

Deux parcs houlomoteurs en cours de développement

Le CorPower C4 est une sorte de bouée de 18 mètres de haut et 9 mètres de diamètre pour 70 tonnes. Ce premier dispositif à échelle commerciale, de 300 kW, a été mis à l’eau en septembre 2023 au large des côtes portugaises. Désormais, CorPower travaille sur ses deux premiers parcs pré-commerciaux, dont les mises en service devraient avoir lieu avant la fin de la décennie.

Le premier projet, appelé Viana Wave, est censé voir le jour au nord du Portugal. Il sera constitué de 30 systèmes houlomoteurs pour une puissance cumulée de 10 MW et pourrait produire 46 GWh par an. Ce projet bénéficie d’une subvention européenne de 40 millions d’euros, via le Fonds pour l’innovation.

Le deuxième projet, nommé Valiant, prendra place dans les Orcades, au nord de l’Écosse. D’une puissance de 5 MW, il devrait être constitué de 14 C4, et pourrait bénéficier d’un contrat de différence (CfD). Il fait également l’objet d’une subvention de 19 millions d’euros, via Euro Horizon Europe.

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Le développement des solutions de production d’électricité décarbonée de faible envergure favorise la création de communautés énergétiques, qui se partagent une électricité produite localement, et à moindre coût. C’est particulièrement vrai avec les micro centrales hydroélectriques. 

Le moulin d’Entraygues, situé sur la commune d’Entraygues-sur-Truyère (Aveyron), produit jusqu’à 1,5 GWh d’électricité verte par an grâce à ses deux turbines Kaplan qui totalisent 800 kW. Mais si les micro centrales hydroélectriques de ce genre sont nombreuses en France, celle-ci se distingue par la manière dont elle distribue son électricité. Grâce à la mise en place d’un marché local, l’électricité produite est proposée en circuit court et à un tarif préférentiel pour les 15 communes situées à proximité directe de la centrale. Rendu accessible aux professionnels comme aux particuliers, ce dispositif permet à ces derniers de faire des économies sur leur facture, tout en favorisant une production d’électricité locale et décarbonée.

D’ailleurs, le moulin d’Entraygues n’est pas le seul à proposer ce type de service. Dans le Haut-Jura, on retrouve un dispositif similaire au Moulin Choudet, sur la commune de Foncine-le-Haut. Ici, ce sont 400 MWh/an qui sont produits par la centrale, et proposés aux professionnels alentours. Depuis janvier 2026, une dizaine d’entreprises a rejoint le dispositif, et bénéficie à la fois d’un tarif plus avantageux, mais également de moins de fluctuations de prix.

Le principe de l’autoconsommation collective

Concrètement, ce type d’initiative est rendu possible grâce au principe de l’autoconsommation collective. Celui-ci permet à plusieurs consommateurs proches de se partager l’électricité produite localement via le réseau public. Ici, c’est Luciole Énergies qui joue le rôle d’organisateur en répartissant l’électricité produite localement entre les différents participants, grâce à une clé de répartition définie à l’avance. Cette clé de répartition est, en quelque sorte, la règle du jeu. Elle définit les différentes priorités en fonction des types de consommateurs.

À l’échelle individuelle, la consommation couverte par le marché local est payée indépendamment du contrat de fourniture d’électricité habituel, et elle est soustraite de la facture mensuelle. Ici, ce mécanisme permet de profiter d’une énergie hydroélectrique localement produite, mais il peut être associé à d’autres moyens de production d’électricité comme le photovoltaïque ou des parcs éoliens terrestres citoyens.

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On commence à connaître l’entreprise française Solar Brother, qui s’est donné pour mission de maximiser l’utilisation de l’énergie solaire au quotidien. Connue pour ses équipements de cuisine solaire, elle avait surpris son monde avec le lancement d’un chauffage solaire plug-and-play en 2023. Quatre ans et 500 installations plus tard, elle présente une nouvelle version améliorée de son système, affichant une puissance totale jusqu’à deux fois supérieure. 

Il y a déjà trois ans, l’entreprise française Solar Brother lançait le SunAéro, un panneau aérothermique capable de préchauffer une partie de logement grâce à l’énergie solaire. D’une puissance de 500 W, ce panneau est capable d’insuffler de l’air préalablement chauffé par le soleil dans le logement grâce à un ventilateur alimenté par un panneau photovoltaïque intégré.

500 installations plus tard, l’entreprise française a décidé de revoir sa copie pour en améliorer les performances. On se retrouve donc avec un panneau 50 % plus puissant, atteignant les 750 W. Désormais, 4 panneaux peuvent être couplés contre 3 auparavant, ce qui porte la puissance totale maximale du système à 3000 W contre 1500 W pour la précédente génération. En plus de cette puissance accrue, le SunAéro 2.0 intègre un système de filtration équipé d’une cassette avec clapet hermétique piloté électroniquement. Cette évolution autorise une meilleure protection contre l’humidité, la poussière et les intrusions en tout genre.

Une conception et une fabrication française

Outre ces évolutions, SunAéro conserve les attributs qui ont participé à sa réussite, à savoir une pose plug-and-play relativement rapide, et une fabrication 100% française. Concernant la pose, des compétences en bricolage sont tout de même requises, puisqu’il faut pouvoir percer la façade de son logement avec un diamètre de 140 mm. Ce perçage permet non seulement de passer la gaine d’aération, mais également le câble du thermostat.

Enfin, la conception a été revue pour faciliter sa production à l’échelle industrielle. Cette nouvelle version sera toujours fabriquée à Carnoules, en France. Au-delà des particuliers, Solar Brother vise également le marché des bâtiments publics, de l’hôtellerie ou des logements collectifs. De la même manière que pour la première génération, le SunAéro 2.0 est actuellement en précommande, avec un prix d’appel fixé à 1400 € pour le panneau de 750 W, un panneau photovoltaïque pour la ventilation, et un thermostat connecté.

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Démarré seulement un mois après l’installation de sa première turbine, le parc éolien offshore Dieppe-Le Tréport est toujours en lice pour une mise en service complète avant la fin de l’année 2026. Il devrait devenir le cinquième parc éolien offshore français de taille commerciale, en rejoignant Saint-Nazaire, Fécamp, Saint-Brieuc et Yeu-Noirmoutier.

Tout s’accélère, au large de Dieppe, pour espérer une mise en service du parc éolien Dieppe-Le Tréport avant la fin de l’année. Le navire spécialisé Vole au vent s’affaire à installer les 62 turbines de 8 MW depuis le 11 juin dernier, et les premières turbines ont déjà commencé à injecter du courant depuis juillet. Pour rendre cette opération possible, RTE a terminé le raccordement du parc en un temps record, avec un début de préparation en janvier 2024 pour une livraison définitive en avril dernier après les derniers essais haute-tension. Entre-temps, la sous-station fabriquée à Saint-Nazaire a été mise en place en juillet 2025.

Le parc éolien de Dieppe-Le Tréport a la particularité d’injecter son électricité en 225 kV sur le réseau électrique français via la centrale nucléaire de Penly. En effet, la sous-station en mer est raccordée au poste électrique de Grande-Sole, où la tension est portée de 225 à 400 kV, avant d’être transportée vers la centrale nucléaire via une ligne souterraine de 400 kV et de 600 mètres de long.

En partie situé dans un parc naturel maritime

Le développement et le déploiement du parc éolien de Dieppe ont fait l’objet d’une attention toute particulière d’un point de vue environnemental, car près d’un tiers de sa superficie se situe dans le périmètre du parc naturel marin des estuaires picards et de la mer d’Opale, et à proximité de plusieurs zones Natura 2000.

En conséquence, le battage des pieux de fondation, une opération générant d’importantes nuisances sonores, a notamment dû être interrompu de février à mai, cette période étant la plus sensible pour des animaux comme le marsouin commun ou le phoque gris. En parallèle, les anodes sacrificielles anticorrosion des fondations métalliques ont dû être remplacées par les anodes à courant imposé, pour éviter le relargage d’éléments métalliques dans le milieu marin. Enfin, c’est peut-être la mesure la plus visible : chaque éolienne a dû être rehaussée de 15 mètres pour réduire le nombre théorique de collisions des oiseaux ou des chauves-souris.

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En pleine électrification de la politique énergétique française, le DPE évolue encore pour favoriser l’électricité par rapport au gaz ou au fioul. Mais si c’est une bonne nouvelle d’un point de vue environnemental, ça l’est beaucoup moins pour les locataires. 

Indispensable pour caractériser les dépenses en chauffage et l’impact environnemental d’un logement, le DPE est loin d’être un outil parfait. L’État tente donc régulièrement de le faire évoluer pour protéger les locataires et faire baisser l’impact environnemental du chauffage en France, sans pour autant léser les propriétaires.

Dernière modification en date, le gouvernement vient de publier au Journal officiel la baisse du coefficient de conversion de l’électricité. À partir du 1ᵉʳ janvier 2027, celui-ci passera de 1,9 à 1,7. Cela signifie qu’on considère désormais qu’il faut 1,7 kWh d’énergie primaire pour produire 1 kWh d’électricité. Cette modification aura pour effet de sortir 300 000 logements du statut de passoire énergétique (logements avec une étiquette F ou G). Il avait déjà baissé en janvier 2026, passant de 2,3 à 1,9.

Une mauvaise nouvelle pour les locataires ?

La modification du DPE intervient pendant que le projet de loi « Relance et décentralisation du logement » est étudié au parlement. Celui-ci prévoit la possibilité de louer un logement classé G sous réserve d’un engagement du propriétaire pour la rénovation du bien. Ces deux nouvelles devraient soulager les propriétaires de biens locatifs et réduire les tensions sur le marché de la location.

Pour autant, il ne s’agit pas d’une bonne nouvelle pour les locataires, car si le chauffage électrique à résistance a un vrai intérêt écologique, en particulier en France, son coût est généralement plus élevé que celui de solutions comme le gaz. De ce fait, des logements anciennement classés F seront désormais classés E, mais la facture du locataire ne changera pas. De plus, ces locataires ne seront plus protégés par le gel des loyers, qui s’applique aux logements classés F ou G.

Cette nouvelle participe à amoindrir la lisibilité du DPE sur le marché de l’achat comme de la location.

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Comme souvent, la Cour des comptes ne mâche pas ses mots, quand elle évoque la pertinence du mécanisme d’effacement de la consommation d’électricité actuellement en place dans l’Hexagone. L’institution indépendante, qui reconnaît l’importance de ce dispositif pour la stabilité du réseau, déplore néanmoins des aides publiques excessives et non justifiées, qui s’élèveraient à 430 millions d’euros depuis 2018. 

430 millions d’euros. Voici ce qu’ont coûté les effacements de consommation d’électricité à l’État entre 2018 et 2025, selon un récent rapport de la Cour des comptes. L’institution dont le rôle est de vérifier que l’argent public est utilisé efficacement et à bon escient s’est penchée sur ce sujet et son constat est sans appel : le mécanisme d’effacement est un outil pertinent pour la sécurité du réseau électrique, mais il bénéficie « d’un soutien public inapproprié ».

Pour comprendre comment l’institution indépendante en est arrivée à cette conclusion, il est nécessaire de revenir quelques années en arrière. Jusqu’au début des années 2000, la France disposait d’environ 6 GW de capacités d’effacement qui étaient pilotées à travers les tarifs réglementés de vente (TRV), via des mécanismes comme l’option Tempo, ou encore les Effacements jours pointe (EJP), qui étaient souscrits notamment par des industriels. Ces derniers étaient incités à réduire leur consommation à certains moments de l’année avec des variations importantes du tarif, parfois jusqu’à sept fois plus élevées qu’en temps normal en cas de tension sur le réseau.

Quinze ans sans mécanisme d’effacement

Ces capacités d’effacement sont très importantes pour le réseau électrique, car elles contribuent à maintenir l’équilibre entre l’offre et la demande. Leur principe est simple : il s’agit, pour certains consommateurs, de baisser ponctuellement et volontairement la consommation d’électricité afin de réduire la tension sur le réseau. Pourtant, entre 2000 et 2016, ces moyens d’effacement ont presque entièrement disparu avec l’ouverture à la concurrence du secteur de la fourniture d’électricité.

L’État a donc décidé de mettre en place un cadre juridique et opérationnel permettant à des opérateurs d’effacements indépendants des fournisseurs d’électricité de déclencher des réductions de consommation, et donc de participer à la stabilité du réseau. Pour encourager ce déploiement et atteindre une capacité d’effacement proche des 6 GW historiques, un soutien financier a été mis en place, prenant notamment la forme « d’une rémunération capacitaire octroyée dans le cadre d’appels d’offres annuels ». Ces rémunérations ont pu varier de 25 000 € à 65 000 €/MW/an, pour un montant cumulé de 430 millions d’euros entre 2018 et 2025.

Intégrer l’effacement aux moyens de flexibilité décarbonés

Selon la Cour des comptes, ce système a montré de nombreuses limites, et en particulier à cause du fait que ces rémunérations prévues dépasseraient significativement les coûts encourus par les lauréats des appels d’offres lors des périodes d’effacement. De plus, la Cour des comptes met en avant le fait qu’il n’existe aucun suivi à jour de la capacité d’effacement nécessaire au réseau électrique, et de la capacité d’effacement effectivement disponible à l’heure actuelle.

Face à cette situation, la Cour des comptes a rédigé plusieurs recommandations, principalement destinées à obtenir un mécanisme d’effacement plus rationnel et spécifiquement adapté aux besoins réels et actuels du réseau électrique français. La recommandation n°1 consiste, par exemple, à « actualiser régulièrement les travaux de modélisation des capacités optimales de flexibilité par technologie et à partir de données précises de coûts et de différents scénarios de mix électrique de production et de consommation ».

Par ailleurs, la Cour des comptes indique que l’effacement de consommation devra être intégré aux objectifs de développement de moyens de flexibilité décarbonés, au même titre que le stockage via les batteries ou les STEP, les moyens de production flexibles et décarbonés, ou encore les interconnexions. D’ailleurs, l’identification précise des besoins en effacement devra être faite conjointement à l’identification des besoins de ces autres flexibilités.

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Pour maintenir une position forte sur la scène internationale, la Russie compte beaucoup sur le nucléaire, une filière qu’elle maitrise de bout en bout, et qu’elle utilise comme outil diplomatique, en plein conflit. Le pays veut installer 30 GW de nouvelles capacités nucléaires. 

Dans une récente réunion consacrée au développement de l’énergie nucléaire, la Russie a clairement affiché ses ambitions en la matière, avec la volonté d’installer 30 GW de nouvelles capacités nucléaires par l’intermédiaire de réacteurs de différentes puissances. Selon le Kremlin, ces 30 GW devraient permettre de compenser les 13 fermetures de réacteurs prévues dans les dix prochaines années, et d’augmenter les capacités de production pour atteindre près de 25 % du mix électrique russe.

Plus concrètement, cette ambition se matérialiserait par la construction de 38 nouveaux réacteurs d’ici 2042, dont 18 d’entre eux seraient déjà en construction. Outre les réacteurs à eau pressurisée VVER-1200 et VVER-600, la Russie mise, comme le reste du monde, sur les petits réacteurs modulaires.

D’ailleurs, la Russie souhaite les déployer jusqu’en Sibérie, notamment pour favoriser le développement des régions reculées et permettre la transformation des importantes ressources naturelles locales.

La filière nucléaire au service de la diplomatie russe

Pour la Russie, le nucléaire permet de renforcer sa souveraineté énergétique grâce à la maîtrise de toutes les étapes de la filière, mais ce n’est pas tout. Son savoir-faire en la matière séduit de nombreux pays, en particulier des pays qui ne veulent pas passer sous giron américain.

Actuellement, Rosatom serait en train de construire 28 réacteurs dans neuf pays différents, dont l’Inde, la Chine, la Hongrie ou encore le Kazakhstan. D’ailleurs, 17 unités supplémentaires auraient été signées dans six pays, en particulier avec le Vietnam. Enfin, Rosatom serait en pleines négociations pour ajouter 50 réacteurs à son carnet de commandes, répartis dans une quinzaine de pays. D’autres pays, comme la Turquie, préfèrent toutefois prendre leurs distances, après avoir privilégié l’atome russe dans un premier temps.

Cette exportation du savoir-faire conforte les positions russes à l’international, et évite au vaste pays de se retrouver trop esseulé face à l’occident. Reste à voir si elle y parviendra.

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