Le nucléaire est, pour beaucoup, la solution idéale pour atteindre la neutralité carbone d’ici 2050. Néanmoins, son déploiement reste lent, notamment à cause d’investissements financiers énormes. Pour atteindre les objectifs mondiaux en la matière à la moitié du siècle, les SMR pourraient être la clé.
Les grands acteurs du nucléaire mondial viennent de se réunir en Turquie, à quelques semaines de la COP 31, pour évoquer le rôle du nucléaire dans la réalisation des objectifs de neutralité carbone pour 2050. King Lee, chef de la politique et de l’engagement industriel de la World Nuclear Association (WNA), a profité de l’événement pour rappeler les avantages du nucléaire en matière d’émissions de CO2, et les objectifs des pays du monde en la matière.
Le nucléaire porte de nombreux espoirs de décarbonation, particulièrement grâce à un impact environnemental jugé faible comparé à d’autres moyens de production d’énergie décarbonée. En 2022, la Commission économique des Nations unies pour l’Europe a estimé les émissions de CO2 du nucléaire à une fourchette comprise entre 5,1 et 6,4 grammes d’équivalent CO2 par kilowattheure (CO2eq/kWh). Cela en fait un, si ce n’est le moyen de production d’énergie le moins carboné au monde.
Dans son dernier rapport, la WNA a calculé que depuis 1970, l’électricité nucléaire mondiale a permis d’éviter l’émission de 43 milliards de tonnes de CO2 en comparaison au gaz, et même 97 milliards de tonnes en comparaison au charbon.
Dans ce contexte, pas étonnant que de nombreux pays se soient fixé des objectifs ambitieux en la matière. D’ailleurs, mener à bien tous les objectifs des gouvernements en matière de nucléaire aboutirait à une capacité mondiale de 1457 gigawatts électriques (GWe) en 2050, contre seulement 400 GWe aujourd’hui. Cette augmentation de capacité est d’autant plus importante que le parc mondial est vieillissant et va devoir progressivement être remplacé, malgré une prolongation des durées d’utilisation des réacteurs.
En 2025, on comptait 440 réacteurs en fonctionnement dans le monde, et 82 GWe de nouveaux réacteurs en construction, avec 11 nouveaux chantiers démarrés dans l’année. Pour espérer atteindre les ambitions mondiales, il faudrait à terme atteindre un rythme six fois plus élevé. À l’échelle de la France, le constat est similaire. Le programme de relance du nucléaire via 6 EPR2 constitue un investissement massif pour l’État. Or, en considérant l’ajout de 8 EPR2, la capacité totale de la production atteindrait 89 GWe, avec 54 GWe provenant de réacteurs de plus de 60 ans !
Autrement dit, augmenter sensiblement les capacités du pays via le nucléaire demanderait un lourd investissement constant pour renouveler le parc tout en augmentant la capacité totale.
La WNA s’attend à ce que les réacteurs conventionnels continuent de représenter la majorité des nouvelles capacités installées jusqu’en 2050. Néanmoins, ils nécessitent des investissements colossaux et sont des projets menés sur le temps long avec des chantiers pouvant approcher la décennie.
De ce fait, les SMR constituent une opportunité plus abordable, du moins sur le papier. Les projets de réacteurs modulaires se multiplient et pourraient permettre un déploiement plus rapide du nucléaire, permettant une hausse des capacités de production d’énergie décarbonée à travers le monde.
En emménageant dans de nouveaux locaux plus grands, la coopérative lyonnaise Articop a fait d’une pierre deux coups. Outre le fait de disposer d’une plus grande surface pour sa gestion logistique, elle produit désormais sa propre électricité renouvelable grâce à 10 000 mètres carrés de panneaux solaires.
La coopérative d’achat et de services Articop, dédiée aux professionnels du bâtiment, a profité de son déménagement dans des locaux plus vastes pour élargir ses revenus. L’entreprise, bien connue des artisans du bassin lyonnais, a décidé de tirer parti des 25 000 m² de toiture de l’ancienne usine Mavilor, située entre Lyon et Saint-Étienne, et d’y installer une centrale photovoltaïque. Au total, ce sont 3700 panneaux photovoltaïques qui ont été répartis sur une surface de 10 000 m², pour une puissance cumulée de 1,7 mégawatt crête (MWc). La production annuelle devrait frôler les 2 gigawattheures (GWh) chaque année, soit l’équivalent de la consommation annuelle d’environ 800 habitants.
On est loin des 28 MWc récemment installés sur la toiture d’une des usines de Samsung au Vietnam, l’une des plus grandes toitures solarisées du monde, qui devraient produire quelque 40 GWh d’électricité renouvelable par an. Mais la centrale en toiture d’Articop est tout de même l’une des plus importantes du département de la Loire.
Pour financer et installer la structure, Articop s’est associé à EH2, une entreprise spécialisée dans la production d’électricité d’origine renouvelable. EH2 se chargera de l’exploitation de la centrale pendant 30 ans, et les deux entreprises se partageront la valeur générée grâce à la production d’électricité. Les revenus devraient atteindre 180 000 € chaque année. Ce type de partenariat devrait être amené à se démocratiser.
À l’instar des ombrières photovoltaïques sur les parkings, la mise à disposition de surface de toiture devrait permettre de donner une valeur additionnelle à ces locaux professionnels, et de produire de l’électricité au plus près des lieux de consommation.
La décarbonation des territoires insulaires est un défi difficile à surmonter. Mais la Grèce vient de franchir une étape importante en rendant autonome la petite île d’Agios Efstratios et ses 270 habitants. Pour y parvenir, il aura fallu une éolienne, des panneaux solaires et surtout un système de stockage et de pilotage adapté.
Difficile de faire un décor plus pittoresque que le port de la petite île d’Agios Efstratios, dans le nord-est de la mer Égée. Pourtant, derrière ces façades blanches intemporelles se cache un projet précurseur en matière d’énergie. Depuis peu, l’île est devenue autonome en électricité grâce au projet Ai Stratis – Green Island. Ici, pas question de se contenter d’une centrale photovoltaïque pour produire de l’électricité solaire. L’île a été équipée d’un système hybride de production et de stockage d’électricité comprenant :
Une éolienne de 900 kW,
Une centrale photovoltaïque de 225 kWc,
Une batterie de stockage de 2,56 MWh,
Un système de gestion automatisé.
Grâce à cette installation, le mix électrique est à présent décarboné à 91 %, et permet d’éviter l’émission de 1000 tonnes de CO2 par an. C’est d’ailleurs le centre de gestion automatisée qui fait toute la différence en alimentant en temps réel les différentes habitations de l’île et en stockant le surplus dans la batterie de stockage. Pendant la période hivernale, le surplus de production d’énergie est utilisé pour produire de l’eau chaude, qui peut être stockée dans quatre réservoirs dédiés, pour un volume total de 500 mètres cubes.
Un projet pilote pour décarboner les îles européennes
L’île d’Agios Efstratios bénéficie de conditions particulièrement propices à une telle installation avec seulement 270 habitants permanents pour une superficie totale de 43 km². Les conditions climatiques sont très avantageuses avec un très fort ensoleillement et des températures clémentes. La petite dimension de l’île a permis son adaptation totale pour un budget raisonnable de 7,23 millions d’euros, financés à 85 % par la politique de cohésion de l’Union européenne.
Le succès de ce projet devrait servir de base à d’autres territoires insulaires. Ainsi, d’autres îles grecques devraient bénéficier de programmes similaires comme Tilos, Ikaria ou Astypalea.
En deux ans à peine, la Bulgarie et ses 6,4 millions d’habitants ont raccordé presque 6 GW de batteries, soit près d’un quart de la puissance de son parc électrique et plus que son pic de consommation. Aucun autre réseau au monde n’en compte autant, en proportion de son mix électrique.
De l’argent européen issu des fonds de relance, un problème d’électricité chère : la Bulgarie a choisi de tout dépenser dans… des batteries. Ces gros conteneurs pourraient être le miracle pour la sauver de ses prix très chers, parmi les plus élevés d’Europe. De son solaire aussi, qui déferle en masse pour tenter de fermer certaines centrales à charbon.
Il y a deux ans, il n’y avait pas une batterie en Bulgarie. En octobre 2026, les données de l’ENTSOE montrent entre 5 et 6 gigawatts (GW) de batteries, le deuxième plus haut niveau européen. Rapportée aux 23,8 GW du parc électrique national, un quart du mix installé, la Bulgare est de très loin première. La Californie n’est qu’à 15 % et la Chine moins de 4 % selon les calculs de l’hebdomadaire économique bulgare Capital qui suit leur déploiement.
Le programme RESTORE, avec ses deadlines serrées et des procédures facilitées, a permis de boucler des projets en 9 à 18 mois. À Maritsa East 3, une ancienne centrale à charbon, ContourGlobal a débranché une unité pour connecter des batteries à sa place.
Une marée d’électrons entre la Roumanie et la Bulgarie
Avec plus de 6,5 GW de panneaux solaires, le pays croule sous l’électricité à la mi-journée, comme son voisin roumain quand les prix s’effondrent en territoire négatif. La Roumanie envoie des gigawatts de solaire pour être stockés. Avant de monter en flèche le soir, où l’électron renvoyé en retour a un prix bien plus cher. Et cette situation d’écart de prix, une batterie adore : elle charge le midi et décharge le soir, pour simplifier.
La canicule a directement révélé le rôle des batteries. Le niveau très bas du Danube a contraint la Roumanie à arrêter les deux réacteurs nucléaires de Cernavodă. La Bulgarie a pris le relais et ses exportations ont doublé par rapport à mai-juin.
Aujourd’hui, on voit une cloche solaire nocturne qui couvre la pointe du soir : elle est entièrement due aux batteries. Et le solaire progresse plus vite que les batteries, tandis que les interconnexions ne sont pas encore saturées. Les spreads (écarts de prix) ne sont pas encore cannibalisés par les batteries. Ils sont absorbés à tel point qu’ils sont largement réduits. Leur viabilité économique n’est pas remise en cause, mais leur pertinence économique, elle, est intéressante à observer depuis l’autre côté de l’Europe.
Installer des panneaux solaires sans investir plusieurs milliers d’euros d’un coup : Ensol propose une formule de location pour rendre l’autoconsommation plus accessible.
Le photovoltaïque séduit de plus en plus de foyers français, attirés par la perspective de produire leur propre électricité et de réduire une facture énergétique qui ne cesse d’augmenter. Pourtant, un frein revient systématiquement dans les projets : le coût initial. Entre les panneaux, l’onduleur, la pose et les démarches administratives, le budget d’une installation complète représente souvent un investissement conséquent, difficile à assumer pour de nombreux ménages.
Face à cet obstacle, une alternative gagne du terrain : la location de panneaux solaires. Plutôt que de débourser plusieurs milliers d’euros en une fois, le principe consiste à régler une mensualité fixe qui couvre le matériel, l’installation et le suivi. Cette approche vise à lever la barrière financière qui dissuade encore beaucoup de particuliers de franchir le pas vers l’énergie solaire.
Le coût du solaire : un frein réel pour les ménages
Équiper une maison de panneaux photovoltaïques demande généralement un budget important selon la puissance installée et la configuration du toit. C’est précisément sur ce point que Ensol a construit son offre : permettre à chacun d’accéder à l’autoconsommation sans mobiliser une épargne importante ni recourir à un crédit classique. Le modèle repose sur une logique d’abonnement, comparable dans l’esprit à la location d’un véhicule ou d’un équipement électroménager haut de gamme.
Ce modèle répond à une réalité concrète : beaucoup de foyers hésitent à immobiliser une somme élevée dans une installation dont la rentabilité s’étale sur plusieurs années. En lissant la dépense sur une mensualité, la location transforme un investissement lourd en charge mensuelle maîtrisée, souvent pensée pour être inférieure ou équivalente aux économies générées sur la facture d’électricité. L’objectif affiché est que le projet reste équilibré financièrement dès les premiers mois.
La démarche s’accompagne d’un intérêt écologique évident. Produire une électricité d’origine renouvelable directement sur son toit réduit la dépendance aux énergies fossiles et limite l’empreinte carbone du logement. Pour ceux qui souhaitent aller plus loin sur la question de la transition énergétique, l’installation de panneau solaire constitue une étape concrète et accessible, à condition de disposer d’un accompagnement adapté à chaque situation.
Comment fonctionne la location de panneaux solaires ?
Le principe de la location est relativement simple à comprendre. L’entreprise installe le matériel sur le toit du logement, puis le particulier verse une mensualité pendant la durée du contrat. Cette formule inclut le plus souvent l’étude technique préalable, la fourniture des équipements, la pose par des installateurs qualifiés, ainsi que le suivi de la production dans le temps.
Cette approche présente plusieurs avantages concrets pour le foyer :
Aucun apport initial important : le coût d’entrée est réduit, ce qui rend le projet accessible à un plus grand nombre de ménages.
Une mensualité fixe : le budget est connu à l’avance, sans mauvaise surprise liée à une panne ou à un remplacement de composant.
Un accompagnement global : de l’étude de faisabilité jusqu’au raccordement, le particulier est guidé à chaque étape.
Une entrée immédiate en autoconsommation : dès la mise en service, l’électricité produite est consommée directement par le foyer.
Ce fonctionnement permet de concentrer la décision sur l’essentiel : la pertinence du projet solaire pour le logement concerné, son exposition et ses besoins en électricité, plutôt que sur la seule question du financement.
L’autoconsommation, le vrai moteur des économies
Le cœur de l’intérêt économique du solaire repose sur l’autoconsommation. Concrètement, l’électricité produite par les panneaux pendant la journée est utilisée immédiatement pour alimenter les appareils du foyer : électroménager, chauffage, eau chaude ou recharge d’un véhicule électrique. Chaque kilowattheure produit et consommé sur place est un kilowattheure qui n’est pas acheté au fournisseur.
Plus la part d’autoconsommation est élevée, plus les économies sont importantes. C’est pourquoi l’analyse préalable du profil de consommation joue un rôle déterminant. Un foyer présent en journée, qui programme ses appareils aux heures d’ensoleillement, optimise naturellement la rentabilité de son installation. Le surplus éventuel peut, selon les cas, être revendu ou stocké.
Pour qui la location est-elle intéressante ?
La formule de location s’adresse en priorité aux propriétaires qui souhaitent passer au solaire sans mobiliser d’épargne importante ni souscrire un prêt bancaire. Elle intéresse particulièrement les ménages qui préfèrent maîtriser un budget mensuel plutôt que d’assumer un investissement unique et conséquent.
Avant de se lancer, plusieurs critères méritent d’être examinés : l’orientation et l’inclinaison de la toiture, la surface disponible, le niveau d’ensoleillement de la région et, surtout, le profil de consommation du foyer. Une maison bien exposée, avec une consommation diurne régulière, tirera un bénéfice plus rapide d’une installation photovoltaïque. À l’inverse, un logement peu ensoleillé ou majoritairement occupé le soir devra évaluer plus finement la pertinence de l’opération.
Il reste essentiel de lire attentivement les conditions du contrat : durée d’engagement, montant des mensualités, options de rachat du matériel en fin de période, garanties sur les équipements et modalités de maintenance. Ces éléments déterminent la rentabilité réelle du projet sur le long terme et méritent une comparaison attentive entre les différentes offres du marché.
Un modèle qui accompagne la transition énergétique
La location de panneaux solaires s’inscrit dans un mouvement plus large de démocratisation des énergies renouvelables. En réduisant la barrière financière à l’entrée, elle permet à des foyers qui en étaient jusqu’ici exclus d’accéder à une production d’électricité propre. C’est aussi une réponse pragmatique à la hausse durable des prix de l’énergie, qui pousse de nombreux particuliers à rechercher des solutions pour sécuriser leur budget.
Au-delà de l’aspect financier, cette approche participe à un changement de regard sur l’autoproduction. Le toit d’une maison n’est plus seulement une protection : il devient un support de production d’énergie, intégré au quotidien du foyer. Pour beaucoup, c’est le moyen le plus concret de contribuer, à son échelle, à la réduction des émissions liées à l’électricité.
Ce qu’il faut retenir
Le coût initial reste le principal obstacle à l’adoption du solaire résidentiel. En proposant une formule de location fondée sur une mensualité fixe, Ensol cherche à rendre l’autoconsommation accessible sans investissement important de départ, avec un accompagnement couvrant l’étude, la pose et le suivi.
L’intérêt de la démarche dépend toutefois de chaque situation : exposition de la toiture, habitudes de consommation et conditions contractuelles sont à étudier avec attention. La clé réside dans l’autoconsommation, qui détermine le niveau réel des économies réalisées sur la facture d’électricité.
Pour un foyer qui souhaite réduire sa dépendance énergétique tout en maîtrisant son budget, la location constitue une option sérieuse à considérer. Elle mérite d’être comparée à l’achat classique, en tenant compte de la durée d’engagement et des garanties proposées, afin de choisir la solution la plus adaptée à son projet.
Alors que l’avenir est plus que jamais promis à l’électron, tous les moyens de produire une électricité décarbonée sont bons à prendre, y compris le petit éolien. La startup française Bonvan vient de mettre au point une éolienne de 10 mètres de haut qui ne nécessite aucune fondation. Prometteur, ce projet est soutenu par Amazon.
Le solaire s’est largement imposé comme la solution la plus pratique et la plus facile à mettre en œuvre pour produire soi-même son électricité, que l’on soit particulier ou professionnel. Néanmoins, le petit éolien a toujours nourri des espoirs, pour la production d’électricité de jour comme de nuit, y compris en plein hiver. Les deux cofondateurs de la startup française Bonvan font partie de ceux qui y croient. Ils ont d’ailleurs mis au point une éolienne domestique rétractable qui a convaincu jusqu’au géant Amazon à travers son programme Sustainability Accelerator.
Il faut dire que cette éolienne a de nombreux arguments à faire valoir, notamment grâce à sa simplicité de mise en œuvre. Hors-sol, elle ne nécessite aucune fondation et donc aucun permis de construire. Sa stabilité est assurée par quatre blocs lestés. Le mât, d’une hauteur de 7,1 mètres, peut être levé en moins de deux minutes grâce à un mécanisme intégré, et peut résister à des vents frôlant les 190 km/h.
Selon Bonvan, grâce à son alternateur synchrone à aimants permanents de 5 kW, l’éolienne peut produire jusqu’à 10 000 kWh/an. Sa durée de vie annoncée est de 25 ans avec un entretien annuel de seulement deux heures.
Si de nombreuses start-up ont tenté de démocratiser l’éolien domestique, presque toutes ont fini sur des échecs. Cela s’explique notamment par le fait qu’en milieu urbain, près du sol, le vent subit d’importantes turbulences qui peuvent grandement altérer le rendement d’une installation. C’est particulièrement vrai pour les dispositifs conçus pour être directement fixés sur les toitures des bâtiments, comme l’élégante éolienne Alae de la société E-Taranis aujourd’hui en liquidation judiciaire.
Néanmoins, un vent nouveau souffle sur ce secteur par le biais de Bonvan ou de Collaborative Energy, qui misent sur des éoliennes sur mâts, pouvant être éloignées des bâtiments, ce qui permet, en théorie, d’obtenir un meilleur rendement.
Pour Bonvan, la sélection au programme Sustainability Accelerator d’Amazon n’est pas qu’une question de visibilité. La startup va bénéficier d’un accompagnement complet, et du savoir-faire du géant américain en matière de déploiement. Si l’éolienne de Bonvan est retenue, un prototype pourra même être déployé sur l’un des sites européens d’Amazon.
Rentrer dans une maison où il fait déjà bon, sans avoir touché à une bûche : c’est la promesse du poêle à granulés. Économique et facile à vivre, cet appareil de chauffage équipe de nombreux logements en France. Avant l’achat, un comparatif aide à choisir la solution la mieux adaptée.
Un chauffage pensé pour offrir la meilleure expérience de feu au quotidien
Un poêle à granulés fonctionne simplement. Les granulés sont versés dans un réservoir de 15 à 35 kg, puis une vis sans fin alimente la chambre de combustion. L’allumage automatique évite tout geste manuel, et une sélection de poêles à granulés bien pensée associe combustion propre et large vitre. Selon le réservoir, l’autonomie atteint plusieurs jours.
Pour diffuser la chaleur, deux technologies existent. La convection naturelle fait circuler l’air chaud sans ventilateur, pour une chaleur douce dans le silence. D’autres poêles à granulés misent sur une ventilation frontale, particulièrement utile pour faire monter vite la température d’une grande pièce.
Rendement élevé et pilotage intelligent, fruits d’une sélection rigoureuse
Les poêles à granulés performants du marché affichent un rendement nominal de 85 à 95 % selon les fabricants, supérieur à celui d’un foyer ouvert. La réglementation Ecodesign impose au minimum 79 % d’efficacité saisonnière, un seuil que reprend le label Flamme Verte. Côté pilotage, le système de programmation horaire et le thermostat ajustent la puissance de chauffe automatiquement, pour le confort de l’utilisateur. Avec l’option wifi, disponible sur certains modèles de la marque Rika, le poêle se pilote même depuis un smartphone.
Plusieurs types de poêles à granulés répondent à des besoins différents :
le poêle étanche, raccordé à une arrivée d’air extérieure ou à un conduit concentrique, puise l’air comburant à l’extérieur, idéal dans un logement bien isolé ;
le modèle canalisable offre la possibilité de chauffer une zone voisine par des gaines ;
le poêle silencieux limite le bruit de la vis sans fin et de la soufflerie ;
le poêle mixte accepte aussi les bûches.
Le modèle le plus cher n’est pas forcément le meilleur choix. La puissance nominale dépend du volume à chauffer et de l’isolation : les gammes courantes vont de 6 à 10 kW. En effet, un appareil surdimensionné tourne au ralenti : avant d’installer un poêle, le dimensionnement nécessite l’avis d’un professionnel.
Pellets : une énergie renouvelable, au service d’une vie plus consciente
Le pellet est un produit fabriqué à partir de sciure et de copeaux de bois non traités, compressés sans liant chimique. Ce combustible 100 % renouvelable et écologique valorise des résidus de scierie. Grâce à un stockage à l’abri de l’eau et de l’humidité, il conserve un pouvoir calorifique élevé.
En septembre 2026, le prix des granulés tourne autour de 390 à 430 € la tonne selon le conditionnement, en vrac ou en sacs sur palette. Dans une maison de 100 m² bien isolée chauffée aux granulés, la consommation atteint environ 2 tonnes par an. Moins cher que l’électricité et plus stable que le gaz naturel ou le fioul, ce coût varie selon la saison et le transport.
Un design épuré et intemporel qui sublime chaque intérieur
Le poêle à granulés trouve sa place aussi bien dans un intérieur moderne que dans un décor traditionnel. Les habillages en acier offrent des lignes épurées, tandis que la fonte apporte également une esthétique plus massive. La vision de la flamme reste l’atout majeur, même dans une pièce de vie ouverte.
Aäsgard, l’expertise technique au service d’un feu propre et durable
Chez Aäsgard, chaque client se voit proposer un premier conseil en magasin, puis une visite technique gratuite à domicile avant toute installation. Les experts y contrôlent l’état du conduit de cheminée existant, la toiture et l’isolation du logement. Après cette visite, la pose est confiée à un artisan qualifié RGE Qualibois, condition nécessaire pour accéder à la plupart des aides, dans le respect des distances de sécurité.
L’entretien reste simple : vider le cendrier et nettoyer le creuset, faire contrôler l’équipement chaque année. Le ramonage s’impose au moins une fois par an, deux fois au-delà de 2,5 tonnes de granulés consommés, pour garantir l’évacuation des fumées et écarter le risque de monoxyde de carbone.
Anticiper l’hiver avec sérénité
Acheter ses granulés avant les premiers froids permet de sécuriser son stock. Côté investissement, le crédit d’impôt n’existe plus et MaPrimeRénov’ ne finance plus un poêle seul depuis le 1er septembre 2026. La prime CEE, la TVA à 5,5 % et l’éco-prêt à taux zéro restent mobilisables pour ces travaux de rénovation, sous conditions.
Par rapport à des radiateurs électriques ou à une chaudière au fioul, le poêle à granulés permet généralement de réduire la facture de chauffage, sans remplacer un chauffage central. En mode de chauffage principal ou en chauffage d’appoint, il s’intègre à une rénovation énergétique, aux côtés d’une pompe à chaleur ou de panneaux solaires. Il dépend en revanche de l’électricité et produit un léger bruit de fonctionnement. Son avantage principal reste une chaleur régulière, sans corvée de bois, pour une vraie économie d’usage.
La Turquie est en passe de rejoindre le club de moins en moins fermé des pays qui disposent de l’énergie nucléaire dans le mix électrique. Le premier réacteur du pays, entièrement construit et financé par le russe Rosatom, vient de réussir des tests importants avant sa mise en service.
Voilà soixante ans que la Turquie veut construire un réacteur nucléaire sur le site d’Akkuyu, et ce projet de très longue haleine prend enfin forme. Le réacteur nᵒ 1 de la centrale vient de franchir une nouvelle étape cruciale en vue de sa mise en service.
Depuis juin, après le chargement de combustible factice, des tests hydrauliques ont été menés pour vérifier l’étanchéité du circuit primaire. Pour cela, les équipes de Rosatom ont fait circuler de l’eau déminéralisée dans le circuit à une pression de 24,5 MPa, contre 16 MPa en fonctionnement normal. Outre la vérification de l’étanchéité du circuit primaire, cette étape permet de tester les différents composants du circuit et de nettoyer les tuyaux principaux.
Grâce au succès de cette opération, des tests fonctionnels à chaud vont désormais être effectués, à une température d’au moins 260 °C. Ensuite, le combustible nucléaire sera chargé avant le lancement du processus de mise en service.
Une centrale nucléaire qui appartient entièrement à la Russie
À terme, la centrale d’Akkuya doit produire l’équivalent de 10 % des besoins turcs en électricité, avec une production annuelle estimée à 35 TWh. Néanmoins, la contrepartie est énorme : une perte importante d’indépendance. En effet, la construction des quatre réacteurs a été confiée à Rosatom, mais pas seulement. L’entreprise d’État russe a financé la construction et aura la charge de l’exploitation du site. Pour aller encore plus loin, Rosatom est même détentrice de la centrale.
Cette situation condamne la Turquie à une bonne entente avec la Russie. Compte tenu de la situation géopolitique actuelle, la Turquie a tout de même décidé d’aborder son projet de deuxième centrale nucléaire autrement, et vise une coopération tripartite entre la Turquie, les États-Unis et la Corée du Sud.
Installer une pompe à chaleur dans un logement de 120 m² représente un investissement conséquent, mais des aides existent pour alléger la facture. Tour d’horizon des coûts et dispositifs en 2026.
Pour chauffer un logement de 120 m², la pompe à chaleur est aujourd’hui l’une des solutions les plus plébiscitées en France. Elle capte les calories présentes dans l’air, le sol ou l’eau pour les redistribuer sous forme de chaleur à l’intérieur du bâtiment, avec un rendement nettement supérieur à celui des systèmes à combustion classiques. Mais avant de franchir le pas, la question du budget s’impose naturellement : combien coûte réellement une pompe à chaleur pour une surface de 120 m², et quelles aides peut-on mobiliser en 2026 pour réduire le reste à charge ?
La réponse dépend de plusieurs facteurs : le type de pompe à chaleur choisi, les caractéristiques du logement, la zone climatique et le niveau d’isolation existant. Un logement mal isolé demandera une puissance plus élevée, ce qui augmente mécaniquement le coût du matériel et de l’installation. À l’inverse, un bâtiment bien isolé permet de choisir un équipement de puissance moindre, moins coûteux à l’achat comme à l’usage.
Les différents types de pompes à chaleur adaptées à 120 m²
Avant d’estimer un budget, il convient d’identifier le type de pompe à chaleur le mieux adapté à la configuration du logement. Les trois grandes familles sont les suivantes :
La pompe à chaleur air/air : elle puise les calories dans l’air extérieur et les restitue directement dans l’air intérieur via des unités murales ou des gainables. Son installation est relativement simple, ce qui en fait l’option la moins coûteuse. Elle ne permet cependant pas de produire de l’eau chaude sanitaire.
La pompe à chaleur air/eau : elle capte les calories de l’air extérieur et les transfère vers un circuit d’eau qui alimente des radiateurs ou un plancher chauffant, ainsi que la production d’eau chaude sanitaire. C’est la solution la plus répandue pour un logement principal de 120 m².
La pompe à chaleur géothermique (sol/eau) : elle puise la chaleur dans le sol via des capteurs enterrés. Plus performante et plus stable, elle est aussi la plus coûteuse à l’installation, notamment en raison des travaux de terrassement nécessaires.
Pour un logement de 120 m², une pompe à chaleur air/eau d’une puissance comprise entre 8 et 12 kW est généralement recommandée, selon le niveau d’isolation et la zone géographique. Une maison bien isolée en région tempérée se situera plutôt dans le bas de cette fourchette, tandis qu’un logement ancien en zone froide nécessitera davantage de puissance.
Quel budget prévoir pour l’achat et la pose ?
Le coût total d’une pompe à chaleur comprend le prix du matériel, la pose réalisée par un installateur qualifié, et les éventuels travaux annexes (mise aux normes du réseau électrique, dépose de l’ancienne chaudière, adaptation du circuit de distribution). Pour une pompe à chaleur air/eau destinée à 120 m², le budget global se situe généralement entre 8 000 et 15 000 euros toutes taxes comprises, pose incluse. Cette fourchette large s’explique par les différences de gamme entre les équipements et par la complexité variable des chantiers.
Les modèles d’entrée de gamme, suffisants pour des logements bien isolés, se trouvent plutôt autour de 8 000 à 10 000 euros. Les modèles haut de gamme, souvent dotés de fonctionnalités de régulation avancées et d’une meilleure efficacité par grand froid, peuvent dépasser 12 000 euros avant aides. Pour une pompe à chaleur géothermique, le budget grimpe sensiblement et peut atteindre 20 000 euros ou plus, en raison des travaux de terrassement.
La main-d’oeuvre représente une part non négligeable du coût total. Un installateur certifié RGE (Reconnu garant de l’environnement) est indispensable, non seulement pour la qualité de la pose, mais aussi pour accéder aux aides financières. Il est recommandé d’obtenir plusieurs devis afin de comparer les offres et de vérifier les détails techniques proposés.
Les aides disponibles en 2026 pour réduire le coût
L’un des arguments les plus solides en faveur de la pompe à chaleur reste l’existence de dispositifs d’aide qui permettent de réduire significativement l’investissement initial. En 2026, plusieurs mécanismes sont accessibles aux ménages français :
MaPrimeRénov’
Ce dispositif de l’Agence nationale de l’habitat (Anah) est la principale aide à la rénovation énergétique en France. Son montant varie selon les revenus du foyer et le type d’équipement installé. Pour une pompe à chaleur air/eau, les montants attribués peuvent atteindre plusieurs milliers d’euros pour les ménages aux revenus modestes. Les conditions d’éligibilité et les barèmes 2026 sont disponibles auprès des organismes compétents et des professionnels RGE.
Les Certificats d’économies d’énergie (CEE)
Les fournisseurs d’énergie sont tenus de financer des travaux d’économies d’énergie chez les particuliers, sous forme de primes versées directement au ménage ou déduites du coût des travaux. Ces primes CEE sont cumulables avec MaPrimeRénov’ et peuvent représenter plusieurs centaines, voire quelques milliers d’euros selon le profil du foyer et la région.
La TVA à taux réduit
Les travaux d’installation d’une pompe à chaleur dans une résidence principale de plus de deux ans bénéficient d’un taux de TVA réduit à 5,5 %, contre 20 % pour les travaux standards. Cette réduction s’applique à la fois sur le matériel et sur la main-d’oeuvre, ce qui représente une économie immédiate et automatique sur la facture totale.
L’éco-prêt à taux zéro (éco-PTZ)
Ce prêt sans intérêts permet de financer tout ou partie du reste à charge après déduction des aides. Il est accessible sous conditions et peut atteindre des montants significatifs pour financer un projet de rénovation globale incluant la pose d’une pompe à chaleur.
Estimation du reste à charge pour 120 m²
En cumulant MaPrimeRénov’, les primes CEE et la TVA réduite, le reste à charge pour un ménage aux revenus modestes peut descendre à moins de 3 000 euros pour une pompe à chaleur air/eau bien dimensionnée. Pour les ménages aux revenus intermédiaires, le reste à charge se situera davantage entre 4 000 et 7 000 euros selon les configurations. Ces estimations restent indicatives : chaque dossier est traité individuellement en fonction du profil fiscal du foyer et des caractéristiques précises du logement.
Il est conseillé de faire réaliser une étude thermique avant tout investissement. Cette analyse permet de déterminer avec précision la puissance nécessaire, d’éviter le surdimensionnement de l’équipement, et de s’assurer que la pompe à chaleur sera réellement efficace dans le contexte spécifique du logement. Un professionnel RGE peut accompagner cette démarche et aider à monter les dossiers d’aides auprès des organismes concernés.
Pour un logement de 120 m², le passage à la pompe à chaleur représente un projet structurant, dont la rentabilité se mesure sur le long terme à travers la réduction des factures d’énergie. Le coût de fonctionnement d’une pompe à chaleur est généralement inférieur à celui d’une chaudière à gaz ou fioul, à condition que l’équipement soit correctement dimensionné et l’installation bien réalisée. Les économies annuelles réalisées sur la facture de chauffage contribuent à amortir progressivement l’investissement initial.
Une toute nouvelle batterie de presque 100 MW vient d’être inaugurée en Bretagne. Outre son intérêt pour optimiser la production principalement décarbonée de la région, cette batterie devrait jouer un rôle crucial dans la stabilité du réseau électrique grâce à un fonctionnement spécifique : le grid forming.
La plus grande batterie de stockage stationnaire (BESS) de Bretagne vient d’être inaugurée dans le Finistère, au sud de Morlaix. Appelée Breizh Big Batterie (BBB), elle affiche une capacité de 183 MWh pour une puissance de 92 MW, et devrait permettre une meilleure utilisation de l’électricité renouvelable produite localement.
Actuellement, la région importe près de 70 % de son électricité, mais travaille activement à réduire cette dépendance en multipliant les installations renouvelables. Sa production d’électricité est assurée à 80 % par l’éolien et le solaire. Cette dynamique est soutenue par des grands projets comme le parc éolien de la baie de Saint-Brieuc, ou encore le projet Pennavel, d’une puissance de 250 MW, qui doit prendre place au large de Belle-Île. Du fait de ce mix électrique, le développement de moyens de stockage est indispensable pour équilibrer production et consommation d’électricité. D’ailleurs, Neoen, qui est à l’origine de cette batterie, travaille déjà sur une deuxième installation, du côté de Rennes. Celle-ci devrait être construite à partir de 2028 pour une mise en service en 2029.
Au-delà de permettre l’optimisation de la production d’énergie renouvelable, la BBB est au cœur d’une expérimentation du gestionnaire de réseau RTE. Jusqu’à présent, les onduleurs des BESS françaises fonctionnaient en grid following, ce qui signifie qu’ils ajustaient leur fréquence et leur tension à celle du réseau. Lors d’une anomalie ou d’une coupure, ils se déconnectent simplement et ne peuvent donc pas aider à stabiliser ni rétablir l’alimentation.
Par le biais d’une mise à jour de ces onduleurs, RTE veut faire passer le mode de fonctionnement de la BBB en grid forming. Une fois cette mise à jour effectuée, sans aucune modification matérielle, la BBB pourra générer sa propre référence de tension et de fréquence, ce qui lui permettra de fournir une forme d’inertie synthétique indispensable à la stabilité du réseau. Elle pourra ainsi réagir instantanément aux variations de fréquence pour les freiner.
La Commission européenne vient de dévoiler 46 projets jugés stratégiques pour la souveraineté européenne sur la question des matières premières. Extraction, transformation et recyclage : c’est toute la chaîne d’approvisionnement des matériaux indispensables à l’électrification des usages et à la production de batteries qui sont concernés. Parmi ces projets, 6 se trouvent en France.
Le Vieux Continent travaille à améliorer sa souveraineté énergétique dans un monde de plus en plus sujet à des tensions géopolitiques. Pour cela, la Commission européenne a mis en place le Critical Raw Materials Act (CRMA), un règlement européen qui vise à sécuriser l’accès de l’Europe aux métaux et minerais indispensables aux technologies vertes, numériques, de défense et spatiales. Cette loi fixe notamment des objectifs pour 2030, comme l’extraction de 10% des besoins annuels en matières premières critiques au sein de l’Europe, ou encore la transformation de 40 % des besoins annuels.
Pour rendre ces objectifs possibles, la Commission européenne a sélectionné pour la deuxième année consécutive un ensemble de projets considérés comme stratégiques sur l’ensemble de ces chaînes de valeur. Si cette sélection n’est pas nécessairement synonyme de financements, elle permet aux entreprises concernées de bénéficier de facilités administratives avec notamment des délais d’instruction raccourcis.
Ces 46 projets européens sont répartis dans 16 États membres. On en retrouve 8 sur des thématiques d’extraction, 11 projets de transformation, et 19 projets de recyclage. La France est d’ailleurs bien représentée avec six projets sélectionnés.
Parmi ces projets, on peut particulièrement citer Lithium de France. Porté par la startup du même nom, ce projet vise à extraire du sous-sol alsacien de la chaleur, ainsi que du lithium géothermal. La Commission européenne a également sélectionné EMME, un projet de fabrication de matériaux essentiels à la composition de batteries, avec un pôle de fabrication de nickel et de cobalt de qualité batterie, associé à un laboratoire en science des matériaux et en génie des procédés.
Comme ce projet de loi CRMA ne concerne pas que les batteries, le projet LUERN a aussi été choisi. Celui-ci, porté par Aubert & Duval, porte sur une hausse de ses capacités de production et de recyclage du titane pour sécuriser la chaîne d’approvisionnement de l’aéronautique européenne.
La neuvième session de l’appel d’offres solaire au sol a eu du succès, c’est le moins qu’on puisse dire, avec six fois la puissance demandée et un tarif en chute libre à 61,33 €/MWh.
Pas moins de 731 dossiers et 5400 mégawatts-crête (MWc) déposés pour 925 MWc promis dans le cahier des charges. Parmi ce total, seuls 125 projets ont été retenus pour 931 MWc à un prix moyen pondéré de 61,33 euros le mégawattheure (€/MWh). C’est 18 €/MWh de moins qu’à la session précédente selon la délibération de la CRE du 17 septembre.
Il n’y avait qu’à être présent au colloque France Renouvelables à 17 h pour écouter, devant la filière, Maud Bregeon annoncer « le carnage », selon un participant, et le soupir de désolément général qui a retenti. Même scénario d’embouteillage sur les toitures de 100 à 500 kW : 3 000 candidatures pour 288 MW attribués, à 75,48 €/MWh.
La concentration est aussi notable. Reden avec 11 projets et 188 MWc, soit 20 % du volume, est suivi par Mexens (ex-Technique Solaire, 13 projets, 148 MWc), EDF Power Solutions (une dizaine de projets, environ 138 MWc), TSE (18 projets, 116 MWc) et Luxel (11 projets, 114 MWc). À cinq, ils remportent 76 % des volumes. En ajoutant sa filiale Luxel, EDF pèse à lui seul plus d’un quart de la session.
À l’inverse, de grands absents sont relevés parmi lesquels Rubis Photosol, premier déposant avec 6 % des volumes candidats, et Neoen. Avec eux, 4,4 GWc de projets restent sur le carreau.
Depuis la PPE3 publiée en février, le solaire a moins d’appels d’offres alors qu’un objectif de 48 GW en 2030. Les développeurs n’avaient pas eu de session depuis plus d’un an. Pour 2027, seul un appel d’offres technologiquement neutre se profile (les contours sont encore flous) dont les conditions favoriseraient l’éolien (alors que le neutre était de fait réservé et remporté par le solaire en considération des règles).
Cet appel d’offres solaire au sol semble, comme en sport, d’un « all-in » ou bien d’une dernière parade. Le doublement du plafond réservé aux terrains agricoles, porté de 250 à 500 MWc, a aussi tiré les prix vers le bas. C’est plus de la moitié des volumes déposés à 58,5 €/MWh en moyenne. La ministre de l’Énergie y voit la preuve que le secteur sait être compétitif. Le président du SER, Jules Nyssen, parle plutôt de « candidatures du désespoir ». Avec des taux d’intérêt qui remontent, plusieurs acteurs doutent que tous les lauréats parviennent à construire à ce tarif.
Ou alors c’est une stratégie agressive, certes, mais mesurée car pour la première fois, l’hybride est encouragé à travers la possibilité d’ajouter une batterie. Elle apporte des revenus, partage le raccordement et son prix avec le PV, alors elle apporte indirectement des revenus au PV, lui permettant de bidder un tarif plus bas que s’il avait été seul.
L’attente paraît interminable pour les porteurs de projet des deux fermes hydroliennes qui doivent prendre place au large des côtes normandes. Huit mois après la publication de la PPE3, le démarrage des chantiers n’est toujours pas possible pour des raisons administratives.
2026 devait être une année charnière pour l’hydrolien français, mais il va finalement falloir encore de la patience pour les acteurs d’une filière toujours au point mort. Pourtant, l’année avait bien commencé avec l’inscription d’un appel d’offres de 250 MW dans la troisième Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE). Cette annonce devait constituer un signal fort pour une filière pleine d’ambitions et de potentiel, mais qui peinait à démarrer.
Plusieurs mois plus tard, les deux principaux projets français, qui doivent prendre place dans le Raz Blanchard, en Normandie, en sont toujours au même point. Certes, les subventions et autres permis ont bien été validés, mais l’État n’a toujours pas validé d’arrêté tarifaire, ce qui empêche tout démarrage des travaux. Voilà bientôt six mois que la situation stagne.
Heureusement, le plus gros de l’attente est peut-être derrière : le gouvernement s’apprêterait à notifier la Commission européenne des dispositifs de soutien qui sont envisagés pour les deux projets hydroliens Flowatt et NH1. Cette étape est indispensable pour permettre la publication des arrêtés tarifaires. Ces derniers pourraient donc être disponibles début 2027, ce qui laisse encore possible un début de production courant 2028.
Les deux projets concernés doivent prendre place dans l’un des sites géographiques les plus propices d’Europe, à savoir le Raz Blanchard. Les deux recourent à des technologies d’hydroliennes bien différentes. Flowatt mise sur des hydroliennes à axe vertical, fabriquées à Cherbourg par la société CMN. De son côté, Normandie Hydroliennes mise sur une technologie plus commune avec l’AR3000, sorte de grande sœur de l’hydrolienne AR1500 récemment testée au large du Japon.
En inaugurant sa plus puissante batterie, la France entame enfin l’adaptation de son réseau électrique aux spécificités des moyens de production d’électricité renouvelable. Cette nouvelle batterie de 480 MWh va notamment permettre à RTE de mieux utiliser l’énergie solaire produite en journée pour la réinjecter en soirée, quand le réseau en a le plus besoin.
Non loin de Reims, à l’est de Paris, vient d’être inaugurée la plus grande batterie de stockage d’électricité (BESS) de la France métropolitaine. Il aura fallu à peine quinze mois de travaux pour installer les 140 Megapacks de Tesla sur le site de 3 hectares, pour atteindre une puissance de 240 MW et une capacité de 480 MWh.
L’installation, détenue à parts égales par TagEnergy et la Banque des Territoires, a nécessité un investissement de 100 millions d’euros, et prend donc la place de plus grande BESS de France, en dépassant allègrement l’installation de 200 MWh du développeur Harmony Energy, mise en service à Nantes en août 2025.
Développée en partenariat avec RTE, cette batterie géante peut être mobilisée à tout moment par le gestionnaire de réseau qui peut l’utiliser à la fois pour trouver l’équilibre entre consommation et production d’électricité, mais également pour participer aux réglages de tension et de fréquence du réseau électrique. En service depuis plus de 4 mois, l’installation a d’ores et déjà réinjecté plus de 70 GWh d’électricité. Au 23 septembre, elle avait effectué 145 cycles de charge/décharge en 125 jours.
TagEnergy et la Banque des Territoires ne devraient pas en rester là, puisque les deux partenaires ont signé un accord de trois ans pour financer plusieurs installations de stockage en France.
Après plus de dix ans de bras de fer, la Commission européenne a refermé le 1ᵉʳ octobre ses procédures contre la France sur l’hydroélectricité. Après un travail acharné des députés, la mise aux enchères de 6 GW, les chantiers de STEP, d’augmentation de puissance et de modernisation vont enfin pouvoir commencer.
Au salon Business Hydro à Grenoble régnait une ambiance de renaissance. Celle d’une production d’énergie installée avant même le nucléaire utilisant l’énergie potentielle de pesanteur de l’eau. C’est la fin d’un feuilleton ouvert en 2015 par la Commission européenne et clos ce jeudi 1ᵉʳ octobre : elle reprochait à EDF une position dominante dans l’hydro et l’absence de remise en concurrence des concessions échues. Depuis des années, les techniciens de barrages témoignaient de l’impossibilité de se projeter dans des travaux d’envergure et de moderniser l’ouvrage, sous risque de perdre la concession dans la foulée.
Pour en sortir, les ouvrages de plus de 4,5 MW passent du régime de la concession à celui de l’autorisation où l’État reste propriétaire mais les exploitants en place, EDF en tête, obtiennent un droit réel de 70 ans. Et en contrepartie EDF ouvrira à ses concurrents, par enchères, au moins 40 % des capacités hydroélectriques installées. La Commission de régulation de l’énergie consulte encore sur les modalités de ces enchères.
Les nouvelles STEP vont pouvoir voir le jour
Sur les ouvrages existants, Bercy attend 2,8 GW de capacités supplémentaires, dont 1,7 GW de stockage (1,5 GW chez EDF d’ici 2035). La consultation a déjà été lancée, juste après les travaux exploratoires démarrés sur la STEP de Montézic en Aveyron. Ici, aucun nouveau bassin n’est prévu, mais une augmentation de puissance de 460 MW grâce à une nouvelle centrale souterraine creusée à côté de la STEP existante, qui fait déjà 920 MW. La concertation publique court jusqu’au 5 novembre avant cinq ans de travaux.
En mal de souveraineté, l’Europe a besoin d’une solidarité forte entre ses différents membres pour espérer retrouver une place centrale, tant dans le monde du numérique que dans celui de l’énergie. La récente décision de l’allemand Ecosia de quitter Mistral AI ne va pas dans ce sens.
Cela devait être une belle histoire à l’européenne. En mai dernier, le moteur de recherche allemand Ecosia, qui utilise ses bénéfices pour financer des actions climatiques, abandonnait OpenAI pour ses résumés et son chatbot au profit de Mistral AI, le champion français de l’intelligence artificielle.
Mais seulement quelques mois après ce nouveau partenariat européen, Ecosia vient de créer la surprise en annonçant abandonner Mistral AI, pour se tourner vers des modèles d’IA open-source chinois hébergés par la plateforme allemande Melious. Pour expliquer ce changement brutal de cap, le fondateur d’Ecosia, Christian Kroll, a d’abord avancé les arguments du prix et de la performance, indiquant que Mistral AI était en retard sur certains concurrents. Outre ces problèmes de performances, le changement permettrait, toujours selon Christian Kroll, à Ecosia de diviser ses coûts par deux.
La lignite allemande préférée au nucléaire français
Néanmoins, d’autres arguments avancés par Christian Kroll sont pour le moins surprenants. Ce dernier aurait ainsi expliqué que l’utilisation de Mistral ne correspondait pas aux objectifs environnementaux du moteur de recherche. Comprenons que dans le cas présent, le nucléaire fait tâche.
Entraînée et hébergée en France, Mistral AI bénéficie pourtant du mix électrique largement décarboné de la France, annoncé à 19,6 g de CO2eq/kWh sur l’année 2025 par RTE. À l’inverse, les nouveaux modèles IA d’Ecosia reposent sur le mix électrique allemand, d’une intensité carbone de 298 g de CO2 équivalent par kWh, et ont été entraînés en Chine, où l’intensité carbone est de 485 gCO2eq/kWh sur l’année 2025 (selon Electricity Maps) !
Face à ce constat, il est très difficile de ne pas voir un choix principalement politique dans la décision d’Ecosia de préférer des modèles chinois. D’ailleurs, Christian Kroll a également évoqué le manque de souveraineté de l’IA made in France à cause de ses investisseurs internationaux, un autre argument justifiant difficilement le choix de modèles chinois.
L’éolienne à quatre mâts d’Eolink verra-t-elle un jour le jour ? La réponse est de moins en moins certaine. Après de nombreux retards sur l’assemblage de son prototype, la startup vient d’être placée en redressement judiciaire et doit trouver un repreneur pour survivre.
Les temps sont durs pour la startup anglo-française Eolink. Fondée en 2015, elle travaille depuis plus de 10 ans à la conception d’une éolienne spécifiquement conçue pour la pleine mer. Alors que son démonstrateur de 5 MW est enfin prêt à être assemblé sur le port de Brest, avec deux ans de retard, la startup vient finalement d’être placée en redressement judiciaire et cherche désormais un repreneur.
L’entreprise a annoncé cette nouvelle sur le réseau social LinkedIn, en indiquant qu’il y avait deux opportunités distinctes. La première consiste en la reprise des capacités de conception de l’entreprise, qui sont parfaitement adaptées aux secteurs de l’éolien offshore flottant, de l’industrie navale et offshore. Ces capacités de conception intègrent des méthodes, des logiciels et des brevets.
Que va devenir le démonstrateur qui devait être assemblé à Brest ?
En parallèle, l’entreprise propose à la vente son démonstrateur de 5 MW, dont tous les composants sont stockés à Brest en attente d’être assemblés. Une fois montée, l’éolienne doit mesurer 150 mètres de haut en bout de pale pour 50 mètres de côté. Ses ancrages en mer sont déjà en place, sur le site SEM-REV, au large du Croisic. Évidemment, il est possible pour un repreneur de combiner les deux opportunités.
Difficile de savoir ce que va devenir cette éolienne innovante, mais l’histoire d’Eolink rappelle tristement celle de Sabella, ce spécialiste français de l’hydrolien qui avait été placé en liquidation judiciaire en janvier 2024. Quelques mois plus tard, son prototype d’hydrolienne D10, installé au large d’Ouessant, avait tout de même trouvé un repreneur. Espérons que l’issue du dossier Eolink soit plus positive.
Dans l’Aveyron, EDF lance les premiers coups de pioche du colossal projet d’extension de la station de pompage-turbinage de Montézic. Ce chantier, qui consiste notamment à creuser une seconde centrale souterraine, ajoutera 460 MW de puissance aux 920 MW existants. Les travaux de reconnaissance viennent de débuter.
Avant de percer une centrale électrique au cœur d’une montagne, il faut savoir ce qu’il y a dedans. C’est tout l’enjeu du chantier lancé en juin 2026 dans la vallée de la Truyère, où le groupe NGE, prestataire d’EDF, perce les premières galeries de reconnaissance du projet Montézic 2. Un chantier de 24 mois qui a discrètement commencé en juin 2026.
Le site aveyronnais abrite déjà une station de transfert d’énergie par pompage (STEP) de 920 MW (voir notre reportage). Le principe est simple : deux bassins placés à des altitudes différentes, de l’eau pompée dans le bassin supérieur quand l’électricité est abondante, puis turbinée dans le bassin inférieur lors des pics de consommation. Montézic 2 ajouterait 460 MW à cet ensemble, soit la moitié de la puissance actuelle, sans modifier la capacité des bassins.
Sonder les roches avant de creuser la centrale souterraine
Si cette extension n’a pas encore obtenu tous les feux verts de l’État, EDF anticipe. L’électricien national a ainsi confié à NGE les travaux de reconnaissance du terrain. Le but du chantier est d’ausculter la roche : caractéristiques géologiques et hydrogéologiques, stabilité, présence d’eau. Ces données serviront à sécuriser la conception des futurs ouvrages et à affiner les choix techniques avant de s’engager sur des travaux autrement plus lourds. Sont donc prévus une galerie d’accès de 727 mètres, deux galeries exploratoires de plus de 550 mètres cumulés, soit 1 280 mètres au total, complétés par des sondages et essais géotechniques.
Le creusement se fait à l’ancienne, à l’explosif, méthode toujours adaptée aux roches dures du massif. S’ajoutent l’aménagement des plateformes de chantier et des réseaux provisoires, puis la gestion de 75 000 m³ de déblais, que NGE promet de valoriser au plus près du site. Des opérations de revégétalisation et de stabilisation des sols sont également prévues.
Quand on n’a pas (ou presque pas) de mine de lithium, on a des idées. Pour produire des batteries lithium en France, une startup a décidé de puiser sa matière première dans nos déchets, et de faire des batteries usagées une véritable ressource.
Faire du neuf avec du vieux. Voilà un adage que la startup française VoltR a pris au pied de la lettre. Basée à Verrières-en-Anjou, non loin d’Angers, l’entreprise s’est donné pour mission de donner une deuxième vie aux batteries lithium. Pour cela, elle collecte, diagnostique et remet à neuf des batteries. Ces nouvelles batteries peuvent alors être utilisées pour de nombreux usages comme l’outillage, la domotique, la micromobilité ou encore le stockage mobile.
Son dispositif, lancé en 2022, a permis la remise sur le marché de 20 000 packs de batteries. Forte de cette réussite, l’entreprise vient de lever 22 millions d’euros, dont 16 millions d’euros proviennent de BPIFrance et de Decathlon Pulse, la filiale d’investissement du célèbre équipementier sportif. Cette levée de fonds devrait permettre de doubler la surface de l’usine et de multiplier par six la production d’ici deux ans.
La France va bientôt extraire du lithium de son sous-sol
Si le projet VoltR a une grande importance stratégique pour la France, rappelons que la France pourrait bientôt compter comme un producteur de lithium à part entière grâce à plusieurs projets d’extraction. Le premier est porté par Imerys, dans le Massif central. Située sous la carrière de kaolin de Beauvoir, cette mine pourrait être mise en service à partir de 2028. En parallèle, des projets visent à extraire le lithium de saumures géothermales situées dans les sous-sols alsaciens.
Face à une chaîne d’approvisionnement stratégique très dépendante des importations, VoltR propose une alternative qui renforce la souveraineté nationale, tout en limitant l’impact des batteries sur l’environnement en maximisant leur durée de vie.
Grâce à l’industrialisation de son procédé, VoltR espère faire émerger en Europe une chaîne de valeur circulaire complète, depuis la collecte jusqu’au recyclage de la matière quand la réutilisation n’est plus possible.
Projet central du corridor de transport d’hydrogène H2Med, le pipeline Hy-fen qui doit traverser la France du nord au sud se concrétise avec le début de la consultation publique. Il doit permettre d’alimenter les industries gourmandes en énergie du nord de l’Europe grâce à de l’hydrogène zéro carbone produit dans la péninsule ibérique.
820 kilomètres. Voilà la longueur du pipeline Hy-Fen, que Natran prévoit de construire à travers la France. Partie intégrante du projet européen H2Med, ce pipeline doit permettre de transporter 2 millions de tonnes d’hydrogène par an depuis le sud de la France jusqu’en Allemagne. Mais avant la mise en service, prévue en 2032, Natran a du pain sur la planche. L’ex-GRTGaz doit transformer un fuseau de 4 à 6 kilomètres en un tracé précis, d’une dizaine de mètres de largeur seulement. Le tracé définitif devra prendre en compte un ensemble de contraintes des territoires traversés et des autres grands projets potentiellement prévus.
Pour l’heure, une consultation est en cours auprès des 512 communes françaises concernées, et devrait se terminer le 20 décembre 2026. Le pipeline doit démarrer à Fos-sur-Mer et rejoindre la frontière allemande, en passant par la région PACA, l’Occitanie, l’Auvergne-Rhône-Alpes, la Bourgogne-Franche-Comté et le Grand Est. Le début des travaux est espéré pour 2030.
Le pipeline Hy-fen est une partie intégrante du projet H2Med, un ensemble d’interconnexions destinés à faciliter le transport d’hydrogène décarboné produit en Espagne et au Portugal, pour alimenter des complexes industriels difficiles à décarboner dans le nord de l’Europe. L’objectif est d’atteindre 2 millions de tonnes d’hydrogène par an, soit 10 % de la consommation européenne estimée. Ce corridor est composé, entre autres, du projet BarMar, censé relier Barcelone et Marseille.
Dans ce projet, la France joue un rôle central pour le transport de l’hydrogène, mais également potentiellement pour son utilisation. Le développement de l’hydrogène pourrait permettre de décarboner des industries comme la sidérurgie, la chimie ou les carburants de synthèse, en particulier au nord du pays.
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