L’Arabie Saoudite bat des records dans les appels d’offre solaire : 0,012 euro le kilowattheure. À des tarifs légèrement plus élevés, EDF et TotalEnergies sont encore en lice pour décrocher un parc.

L’Arabie Saoudite, pays historiquement ancré dans les énergies fossiles, continue de diversifier ses sources d’énergie avec son programme national d’énergie renouvelable (NREP). Cette semaine, la Saudi Power Procurement Co. (SPPC) a dévoilé les entreprises présélectionnées pour la cinquième phase de ce programme, un appel d’offres solaire visant l’installation de 3,7 gigawatts (GW) de capacité photovoltaïque. Ce projet, qui fait appel à des géants de l’énergie mondiale, dont plusieurs acteurs français, marque une étape décisive vers la transition énergétique du pays.

Le prix le plus bas proposé à 0,012 €/kWh

L’un des aspects les plus remarquables de cet appel d’offres est le tarif proposé pour la production d’électricité solaire. Un consortium dirigé par Masdar, en collaboration avec la Korea Electric Power Corporation (KEPCO), a soumis pour le projet Al-Sadawi Solar PV IPP (2 GW) une offre record de 0,0129 dollar par kilowattheure $/kWh, soit environ 0,012 €/kWh. Ce prix est non seulement l’un des plus bas jamais vus dans l’industrie solaire, mais il est aussi un indicateur du potentiel de production d’énergie à bas coût dans les régions ensoleillées du Moyen-Orient.

Cette compétitivité croissante des prix illustre le progrès technologique réalisé par le secteur et la capacité des entreprises à réduire les coûts de production, grâce notamment à la baisse du prix des panneaux photovoltaïques, aux avancées dans les systèmes de gestion de l’énergie et aux économies d’échelle générées par des projets d’une telle envergure.

Les entreprises françaises au cœur de la compétition

Les groupes français EDF Renouvelables et TotalEnergies, engagés de longue date dans les énergies renouvelables, font partie des soumissionnaires présélectionnés. EDF Renouvelables, en partenariat avec SPIC Huanghe Hydropower Development, a proposé un tarif légèrement plus élevé, à 0,0122 €/kWh pour le projet Al-Sadawi. Ce tarif reste toutefois ultra-compétitif, permettant à EDF de se positionner en acteur majeur dans la course pour ce gigantesque projet. De son côté, TotalEnergies, associé à Al Jomaih Energy and Water Company, a également soumis une offre pour le projet Al-Masaa (1 GW), avec un prix de 0,0127 €/kWh.

Pour EDF et TotalEnergies, la participation à cet appel d’offres saoudien représente une opportunité de consolider leur position sur le marché du Moyen-Orient, un marché stratégique en pleine expansion pour les énergies renouvelables. Leur succès dans ces appels d’offres contribuerait aussi à renforcer le savoir-faire français dans le domaine de l’énergie solaire.

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Pendant que la France hésite dans son soutien aux hydroliennes, l’Union européenne (UE) soutient deux projets français à hauteur de 51 millions d’euros : Flowatt en 2026 et NH1 en 2028.

Les développeurs français HydroQuest et Normandie Hydroliennes sont les lauréats d’une aide de 51 millions d’euros du Fonds pour l’innovation. Leurs projets de fermes hydroliennes sont prévus pour le raz Blanchard, l’un des plus puissants courants d’Europe, situé en Normandie, avec une mise en service en 2026 pour Flowatt et 2028 pour NH1. Ces projets sont le fruit d’années de développement technologique dans le domaine des énergies marines renouvelables, visant une production énergétique prédictible et durable.

La ferme NH1, dotée d’une puissance de 12 MW grâce aux turbines AR3000 de Proteus, fournira jusqu’à 33,9 gigawattheures (GWh) par an, soit l’équivalent de la consommation d’environ 15 000 habitants. Construites à Cherbourg, ces turbines sont les plus puissantes du monde et promettent un coût d’électricité compétitif. Ces fermes doivent permettre de valider la viabilité économique de l’hydrolien pour, à terme, lancer des déploiements commerciaux plus larges.

Le gouvernement Barnier choisira-t-il de soutenir la filière ?

Pourtant, malgré cet enthousiasme technologique, le soutien politique demeure limité. Une dizaine de parlementaires, dont Anna Pic, députée de la Manche, ont adressé une lettre au Premier ministre Michel Barnier pour exiger un cadre clair. Ils rappellent l’absence de débat public et de stratégie ambitieuse pour l’hydrolien, malgré des objectifs de production de 1 GW en 2030 et de 5 GW en 2050 évoqués dans le passé. Cependant, la majorité sénatoriale a récemment soutenu un amendement dénué de chiffrage, mettant en lumière le peu de considération politique pour la filière.

Pour que cette énergie soit compétitive et attractive pour les investisseurs, un déploiement commercial reste essentiel. Les retards pris et le manque de décisions stratégiques pèsent sur l’avenir de l’hydrolien en France. À ce jour, sans véritable planification énergétique intégrée, les industriels, dont Sabella avec ses installations près de l’île d’Ouessant, attendent impatiemment des appels d’offres permettant un développement à plus grande échelle.

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Alors que nous reculons d’une heure dans la nuit de samedi à dimanche, revenons sur l’impact de cette mesure. Initialement introduit pour consommer moins de fioul, destiné à produire de l’électricité durant le choc pétrolier de 1973-1974, l’électricité décarbonée et l’efficacité de l’éclairage rendent cette mesure presque caduque.

Ce dimanche 27 octobre 2024, la France passera à l’heure d’hiver. À 3 heures du matin, les horloges reculeront d’une heure, conformément à une pratique mise en place en 1976 après le choc pétrolier. L’objectif initial était de réduire la consommation d’énergie en profitant davantage de la lumière naturelle le soir durant l’heure d’été. Mais aujourd’hui, cette mesure a-t-elle encore un impact significatif sur nos factures d’énergie ?

En 1996, le changement d’heure aurait réduit la consommation d’électricité d’environ 1 200 GWh. L’électricité, majoritairement produite à partir de fioul dans les années 1970 en France, était très carbonée et chère. Toutefois, avec la baisse du bilan carbone français, tirée à la fois par les renouvelables et le nucléaire ainsi que par l’efficacité énergétique des systèmes d’éclairage, ces gains se sont progressivement amenuisés. En 2009, ils étaient tombés à 440 GWh, et « ces dernières années, [ces gains] s’établissent autour de 351 GWh, soit 0,07 % de la consommation annuelle d’électricité » selon l’ADEME.

Un impact insignifiant sur le chauffage et la climatisation

Le changement d’heure n’affecte quasiment pas la consommation liée au chauffage, car il dépend de la température extérieure et non de l’horaire. Le chauffage représente pourtant une part croissante de nos dépenses électriques, car les prix du gaz augmentent notamment. L’ADEME avait prévu des économies futures très limitées sur ces postes : environ 130 GWh à l’horizon 2030. Cela reste marginal par rapport aux besoins énergétiques globaux. Le Parlement européen a reconnu en 2017 que l’impact du changement d’heure sur la consommation énergétique était « marginal ». En 2019, il a voté pour sa suppression, prévue initialement en 2021. Cependant, la crise du Covid-19 a repoussé cette décision, laissant le débat en suspens.

En 2024, le changement d’heure semble de moins en moins pertinent. Les économies d’énergie qu’il permet sont très limitées face aux progrès technologiques. Toutefois, nous pourrions être tentés de penser que gagner une heure d’ensoleillement journalier permettrait de gagner une heure supplémentaire où les prix peuvent être tirés vers le bas par l’énergie solaire. En réalité, il n’en est rien, le changement d’heure n’affecte pas la production des panneaux photovoltaïques. Ce n’est pas à l’aube ou au crépuscule que les panneaux solaires produisent le plus d’électricité, mais plutôt autour de midi, lorsque le soleil est à son zénith. En outre, la production d’électricité solaire diminue en hiver, avec une baisse d’environ trois fois par rapport à l’été, et cette réduction ne sera pas atténuée par le changement d’heure.

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L’Union européenne (UE) peine à cesser l’importation du gaz naturel liquéfié russe. Elle verse encore 2 milliards d’euros par mois à Moscou pour sa consommation intérieure. Le volume importé depuis la Russie dépasse même celui en provenance des Etats-Unis.

L’UE peine à réduire sa dépendance au gaz russe, malgré les engagements pris après l’invasion de l’Ukraine en 2022. Un récent document de la Commission européenne, obtenu par le journal Contexte, révèle que l’Union européenne (UE) verse encore 2 milliards d’euros par mois à Moscou pour l’énergie, et que les importations de gaz russe pourraient même augmenter en 2024.

Cette situation montre la complexité de sortir de cette dépendance énergétique, alors que, malgré les sanctions et les efforts pour diversifier les sources, l’UE a importé en 2023 pas moins de 43 milliards de mètres cubes de gaz russe. Les deux milliards d’euros versés mensuellement à Moscou restent bien inférieurs aux 5 à 8 milliards d’euros mensuels versés avant la guerre, mais il reste significatif. Pendant la crise énergétique de 2022, les montants avaient même atteint plus de 10 milliards d’euros par mois. La Commission européenne, consciente de ces enjeux, prépare un plan d’action pour le premier semestre 2025 visant à sortir des énergies russes, y compris la chaîne d’approvisionnement du nucléaire dont l’industrie européenne est partiellement dépendante, dans le cadre de la stratégie menée par le futur commissaire à l’Énergie, Dan Jørgensen.

Des contrats long-termes et une dépendance difficile à briser

Certains États membres, comme l’Autriche, la Hongrie et la Slovaquie, se trouvent particulièrement exposés, en raison de contrats à long terme signés avec les fournisseurs russes. Ces contrats contraignants rendent difficile une rupture rapide, contrairement aux contrats pour le gaz naturel liquéfié (GNL) provenant des États-Unis, qui dépendent davantage des fluctuations du marché. Résultat, même si la Norvège est devenue le principal fournisseur de gaz liquéfié de l’UE, avec 23,9 milliards de mètres cubes livrés au deuxième trimestre 2024, la Russie continue de jouer un rôle prépondérant.

Pour la première fois en près de deux ans, les importations européennes de gaz russe ont même surpassé celles en provenance des États-Unis, atteignant 12,8 milliards de mètres cubes contre 12,2 milliards de mètres cubes pour le gaz américain au cours de la même période. Un constat révélateur des difficultés de l’UE à totalement tourner la page du gaz russe, notamment en raison des infrastructures et des contrats existants.

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Introduite dans le projet de loi de finances 2025, une solution au remplacement du dispositif d’Accès Régulé au Nucléaire Historique (ARENH) a surpris les députés. Cruciale pour le financement des futurs réacteurs nucléaires EPR2 et la décarbonation des industriels… zoom sur la piste envisagée par le gouvernement.

Le gouvernement a récemment introduit, dans le projet de loi de finances pour 2025, une mesure capitale pour l’avenir du nucléaire français. Cette réforme, destinée à remplacer le mécanisme de l’ARENH, semble essentielle pour la prospérité d’EDF et la transition énergétique de la France. Toutefois, la manière dont cette mesure a été révélée et son contenu soulèvent des questions parmi les parlementaires et les acteurs de l’énergie.

Le dispositif post-ARENH : une solution attendue pour EDF

Depuis sa création en 2011, l’ARENH a obligé EDF à vendre une partie de sa production nucléaire à des prix très inférieurs à ceux du marché, aux alentours de 42 euros le mégawattheure. Bien que ce mécanisme ait permis de contenir les prix de l’électricité pour les consommateurs, il a aussi grevé les finances de l’énergéticien historique, déjà sous pression avec des investissements colossaux nécessaires pour moderniser le parc nucléaire et construire de nouveaux réacteurs. Avec l’arrivée à échéance de l’ARENH en 2025, un nouveau système devait voir le jour.

Après des mois de négociations entre Bercy et EDF, un compromis a été trouvé fin 2023. Ce dernier repose sur deux volets : d’une part, EDF pourra conclure des contrats de long terme avec de gros consommateurs d’électricité, détachant ainsi ses prix du marché de l’électricité. D’autre part, pour les autres consommateurs, un tarif fixe sera établi. Si les prix du marché excèdent ce seuil, l’État prélèvera une part des bénéfices d’EDF, allant de 50 % à 90 % selon le niveau des prix. Ce dispositif est pensé pour mieux aligner le système sur la réalité des coûts de production nucléaire.

Une introduction controversée

Malgré l’importance du mécanisme, la manière dont il a été inclus dans le projet de loi de finances a surpris. Les parlementaires, même ceux attentifs aux questions énergétiques, ont découvert cette mesure en toute fin de nuit, dans un texte volumineux de plus de 37 pages. Une surprise qui n’a pas manqué de provoquer des réactions, tant l’impact de cette réforme est stratégique pour l’avenir énergétique de la France.

Bien que le gouvernement justifie cette inclusion dans le budget par la création d’une nouvelle taxe, la précipitation avec laquelle cette mesure a été présentée inquiète. Certains députés, à l’instar de Raphaël Schellenberger (LR), redoutent que l’État n’utilise les revenus supplémentaires d’EDF pour financer d’autres secteurs plutôt que pour permettre à l’énergéticien d’investir dans son propre développement. Le Rassemblement National, quant à lui, s’oppose à la mesure et a déposé un amendement pour sa suppression, réclamant un débat parlementaire plus approfondi sur un enjeu aussi crucial.

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Giga Storage Belgium, filiale de la société néerlandaise Giga Storage, est sur le point de construire le plus grand système de stockage par batteries d’Europe continentale.

Le projet « Green Turtle », implanté dans la zone industrielle de Rotem à Dilsen-Stokkem, au nord-est de la Belgique, prévoit une capacité de batterie de 700 mégawatts (MW) et 2 800 mégawattheures (MWh), soit une augmentation par rapport aux prévisions initiales (600 MW, 2 400 MWh). Cette infrastructure colossale devrait répondre à la consommation annuelle moyenne de 385 000 foyers.

Un site stratégique : une ancienne usine

Le site choisi pour « Green Turtle » n’est pas anodin. Il se situe à proximité de la nouvelle sous-station à haute tension de 380 kilovolts (kV) de l’opérateur de réseau belge Elia. Historiquement, cette zone abritait une usine de zinc, mais une réaffectation industrielle a permis à Giga Storage d’acquérir le terrain et de développer ce projet crucial.

En effet, le stockage d’énergie est l’un des défis majeurs de la transition énergétique. L’objectif est de mieux utiliser l’énergie solaire et éolienne en capturant l’excédent de production pour le restituer lors des périodes de forte demande. Cela permet de réduire la dépendance aux centrales à gaz, essentielles à la décarbonation du secteur énergétique belge et européen.

Un consortium belgo-suédois à l’œuvre

Le projet, dont les travaux devraient débuter en 2025 pour s’achever en 2028, est porté par une série d’entreprises. Les entreprises belges Stadsbader Contractors et Tractebel, ainsi que la société suédoise Sweco, se chargeront respectivement de la construction, du soutien technique et de la planification. Ces collaborations témoignent de l’ampleur et de la complexité du projet, qui sera un des fers de lance de la stratégie européenne de stockage d’énergie.

« Cet accord avec les entrepreneurs est une étape essentielle », souligne Joeri Siborgs, directeur général de Giga Storage Belgium, auprès de pv magazine. « Il s’agit d’un projet phare, non seulement pour la Belgique, mais aussi pour l’ensemble de l’Europe. L’accès à de grands systèmes de stockage est une condition sine qua non pour une transition énergétique réussie. »

D’autres projets de batteries en Europe

L’ambition de Giga Storage ne se limite pas à « Green Turtle ». L’entreprise vise à déployer 5 GW de projets de stockage à l’échelle européenne d’ici 2030. Avec des projets en cours aux Pays-Bas, notamment le BESS (système de stockage d’énergie par batteries) de 300 MW dans la région de Delfzijl, et d’autres initiatives à venir dans divers pays, Giga Storage entend se positionner en leader d’implantation de batteries.

Selon le PDG de l’entreprise, Ruud Nijs, ce type de projet est indispensable pour stabiliser les prix de l’énergie et réduire la dépendance aux importations de combustibles fossiles. Les infrastructures de stockage d’envergure, telles que « Green Turtle », sont donc des éléments stratégiques pour une gestion optimale des énergies renouvelables, tout en assurant la résilience des réseaux face aux fluctuations de la production. Le projet belge marque une étape importante dans cette trajectoire. Avec ses 700 MW de puissance et 2,8 GWh de capacité, il s’agira de la plus grande batterie d’Europe.

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Le gouvernement français s’apprête à modifier en profondeur le dispositif du chèque énergie, une aide précieuse pour les ménages les plus modestes. Il ne sera plus versé automatiquement, dans l’espoir que les demandes baissent.

Actuellement, 5,6 millions de Français bénéficient du chèque énergie, un soutien instauré en 2018 pour alléger les factures énergétiques des foyers en situation de précarité. Cependant, à partir de 2025, le versement de cette aide ne sera plus automatique. Selon Mediapart, cette réforme pourrait permettre à l’État de réaliser une économie d’environ un milliard d’euros.

Les plus modestes pénalisés

Jusqu’à présent, le chèque énergie était envoyé automatiquement aux bénéficiaires identifiés par l’administration fiscale grâce à la taxe d’habitation et aux déclarations de revenus. Ce système évitait un phénomène de non-recours massif. En effet, selon Mediapart, entre 75 et 85 % des chèques étaient effectivement utilisés, un taux très élevé pour ce type d’aide. Mais avec la suppression de la taxe d’habitation, Bercy a dû repenser les modalités de distribution. Désormais, les ménages devront remplir une demande en ligne et fournir leur numéro fiscal, une copie de leur pièce d’identité et une facture d’énergie. Ce changement administratif risque d’accroître le non-recours.

Comme l’explique Hélène Denise auprès de Mediapart, chargée de plaidoyer à la Fondation Abbé Pierre, « le taux de non-recours sera énorme ! ». En 2023, déjà, lors d’une première tentative de modification du dispositif, seulement 32 000 nouveaux bénéficiaires ont pu obtenir le chèque sur un million de ménages potentiels. Le gouvernement avait sous-estimé les effets du passage à une procédure non automatique.

Des économies sur le dos des plus fragiles

Cette réforme est perçue par de nombreux acteurs comme une manière d’économiser sur le dos des plus vulnérables. Claire Lejeune, députée de La France Insoumise, critique vivement cette décision : « il nous semble que c’est une manière très sale de faire des économies ». Elle souligne que dans les cas où le versement des aides n’est pas automatique, comme pour les chèques fioul ou bois, le taux de recours chute à 20 % seulement​.

Alors que la précarité énergétique touche près de 6 millions de Français, ce type de réforme pourrait aggraver une situation déjà alarmante. En 2023, plus d’un million d’interventions pour impayés ont été recensées, un record selon le médiateur de l’énergie. En 2024, avec la flambée des prix de l’énergie, les associations avaient déjà alerté sur l’insuffisance du montant du chèque, qui oscille entre 48 et 277 euros.  Pour Hélène Denise, ce n’est pas aux ménages les plus pauvres de payer pour les failles administratives : « Ils préfèrent mettre à terre tout le dispositif plutôt que de risquer de verser deux fois un chèque au même foyer ».

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Le gouvernement français a dévoilé les nouvelles zones où seront installés les prochains parcs éoliens en mer. Alors que la part de l’éolien offshore dans le mix énergétique doit considérablement augmenter d’ici 2050, cette première étape de planification est bienvenue sous certaines réserves. Elle fait la part belle aux éoliennes offshore.

La France accélère enfin le développement de son éolien en mer, elle qui a longtemps été à la traîne par rapport à ses voisins européens. Alors que le premier parc offshore à grande échelle n’a été inauguré qu’en 2022 à Saint-Nazaire, le gouvernement affiche désormais des ambitions bien plus grandes. Avec la publication, le 18 octobre 2024, d’une carte désignant quatorze zones maritimes prioritaires pour l’installation de parcs éoliens d’ici 2035 et 2050.

Le développement de l’éolien en mer doit en effet permettre de répondre à l’objectif de 45 GW de capacités installées d’ici 2050, contre seulement 1,5 GW aujourd’hui. À terme, il devrait représenter 20 % de la production française d’électricité.

Lancement du giga-appel d’offres : un tournant pour la filière

L’une des étapes majeures de cette feuille de route est le lancement, prévu fin 2024 ou début 2025, d’un appel d’offres inédit en France : le giga-appel d’offres de 10 GW (nommé AO10). Cette démarche doit marquer un changement de méthode pour le gouvernement, qui a jusque-là distillé les projets de manière progressive. « Ce sera le plus gros appel d’offres jamais lancé en France, on est dans la bonne maille par rapport à ce qui se fait au niveau européen », se réjouit Michel Gioria, délégué général de France renouvelables, dans Le Monde​.

L’attribution de ces projets, prévue pour l’automne 2026, concerne des installations dans plusieurs régions maritimes. Voici la liste des nouveaux parcs prévus :

Zone Manche (posé, 4 GW)

• Fécamp Grand Large
• Roches Douvres
• Albâtre Grand Large
• Picard Opale

Zone Bretagne (flottant, 2 GW)

• Bretagne Nord Ouest
• Bretagne Nord Est
• Bretagne Grand Large
• Centre Atlantique Grand Large

Zone Golfe de Gascogne (flottant, 1,2 GW)

• Golfe de Gascogne Sud
• Golfe de Gascogne Nord
• Golfe de Gascogne Ouest

Zone Golfe du Lion (flottant, 2 GW)

• Golfe du Lion Est
• Golfe du Lion Ouest
• Golfe du Lion Centre

Une part importante de ces nouvelles installations concerne l’éolien flottant, une technologie innovante, mais plus coûteuse et complexe à déployer que l’éolien posé.

Le choix de l’éolien flottant : opportunité ou contrainte ?

La décision du gouvernement de privilégier l’éolien flottant au détriment de l’éolien posé a suscité des réactions contrastées. Cette technologie permet de placer les éoliennes loin des côtes, à plus de 20 km du rivage, afin de minimiser l’impact visuel. L’éolien flottant est plus accepté par les élus et les usagers de la mer, car il s’éloigne des côtes, rendant les éoliennes moins visibles depuis le littoral​. Cette technologie devrait représenter 60 % de la puissance installée.

Cependant, cette stratégie présente des inconvénients. D’abord, l’éolien flottant est beaucoup plus onéreux à installer et à raccorder au réseau. De plus, il reste moins mature technologiquement : en France, un seul site pilote est actuellement en activité. Ce pari technologique est donc risqué, comme le souligne Jules Nyssen, président du Syndicat des énergies renouvelables auprès du Monde : « On n’a pas de retour d’expérience sur le flottant », ce qui rend la gestion des projets plus incertaine.

Les industriels du secteur auraient préféré davantage de zones réservées à l’éolien posé, dont les coûts sont plus maîtrisés. Pourtant, le gouvernement a fait le choix de ne désigner aucune zone prioritaire pour l’éolien posé sur la façade Nord-Atlantique Manche-Ouest, gelant ainsi une partie du potentiel offshore. Ce choix, critiqué par certains acteurs économiques, marque toutefois la volonté de la France de s’aligner sur des objectifs environnementaux stricts.

Cartes détaillées des zones / Journal Officiel

Concilier transition énergétique et biodiversité

Si les décisions gouvernementales ont soulevé des interrogations chez les industriels, elles ont été mieux accueillies par les associations de protection de l’environnement. Celles-ci se réjouissent que la majorité des zones de développement éolien retenues soient situées en dehors des aires marines protégées. Des projets initialement envisagés au large des îles de Ré et d’Oléron ont notamment été abandonnés.

Le gouvernement a également pris des mesures pour protéger certaines zones riches en biodiversité. D’ici 2030, 5 % des eaux métropolitaines devront être placées sous une forme de protection forte. Cette démarche vise à préserver les écosystèmes marins tout en développant les infrastructures nécessaires à la transition énergétique. Toutefois, des critiques subsistent quant à la définition même de « protection forte », jugée trop souple par certains experts, qui estiment qu’elle ne correspond pas aux standards internationaux​.

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Près d’un an après la signature de leurs contrats de transition écologique avec l’État, les 50 sites industriels les plus émetteurs de gaz à effet de serre en France progressent, mais lentement. Selon une enquête de L’Usine Nouvelle, bien que certains avancent dans leurs projets de décarbonation, les décisions d’investissement les plus cruciales restent en attente.

Cinquante sites industriels français représentent 12 % des émissions nationales (voir la carte). L’année dernière, ils se sont engagés avec l’État à réduire leurs émissions de CO₂ de 45 % d’ici 2030 par rapport à 2015, avec l’objectif d’atteindre la neutralité carbone en 2050.

Des industries volontaires sur le papier

D’un côté se trouvent les industriels en marche vers la réduction de leurs émissions. Xavier Galliot, responsable du développement durable chez Roquette, témoigne auprès de l’Usine Nouvelle : « Ces feuilles de route ont créé les conditions de l’action. On est maintenant lancé et on garde le tempo. » La société prévoit de réduire ses émissions de 165 000 tonnes de CO₂ grâce à des projets de biomasse et d’optimisation des procédés. L’Usine Nouvelle rappelle que les discussions sur l’émergence d’une filière locale de biomasse prennent du temps, et les industriels doivent également établir des partenariats à long terme pour sécuriser leurs approvisionnements.

Pour accélérer le processus, plusieurs industriels suggèrent d’instaurer des mécanismes de valorisation pour les produits écologiques. Comme l’explique Jacques Chanteclair de Lhoist, « nous produirons significativement plus cher, mais il y a un marché pour la chaux verte dans certaines applications. »

Parmi les autres entreprises ayant présenté une feuille de route, Eqiom. Ils ont démarré la construction d’un nouveau four pour leur cimenterie, permettant une réduction de 20 % des émissions de CO₂ par tonne de clinker. D’autres, comme Heidelberg, renforcent leur efficacité énergétique avec des investissements significatifs.

Peu d’actions réelles

Toutefois, malgré ces avancées, l’absence de décisions d’investissement pour des projets structurants est inquiétante. Aucune des entreprises interrogées par l’Usine Nouvelle n’a encore confirmé des investissements majeurs, malgré des discussions en cours.

Le flou politique entre juin et septembre a exacerbé cet attentisme. Les industriels attendent des subventions publiques pour des projets de plusieurs centaines de millions d’euros, comme l’explique Antoine Hecker, responsable de la transition énergétique chez Lat Nitrogen : « Le groupe ne se lancera pas sans assurance de financement public. » Cette incertitude affecte directement la rentabilité de projets cruciaux, alors que des solutions technologiques demeurent encore peu matures.

La question du financement est primordiale. Les industriels dépendent fortement des subventions de l’État pour rentabiliser leurs projets, d’autant plus que le cadre de régulation des prix de l’électricité après 2025 laisse présager un coût élevé. « Avec un prix du gaz autour de 30 à 40 euros le MWh, il est bien plus rentable de produire avec des énergies fossiles que d’utiliser de l’électricité à 70 euros le MWh », observe un industriel.

Plus le temps de tergiverser

Les projets de décarbonation doivent s’accélérer, car le temps presse. Nicolas Broutin, de Yara France, prévient : « Le temps que l’on perd pour décider des investissements commence à peser. » Alors que la baisse progressive des quotas carbone gratuits se profile, polluer coûtera de plus en plus cher. Les entreprises européennes seront mises sur un même pied d’égalité avec les importations européennes, avec l’introduction des quotas carbones aux frontières. Peut-être une concurrence au plus vert s’installera dans l’UE et le débat se déplacera des financements publics aux solutions, disponibles et moins onéreuses ces prochaines années.

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Depuis le 15 avril 2023, plus aucune centrale nucléaire ne génère de l’électricité en Allemagne. L’abandon prématuré de ce mode de production bas-carbone avant même la fin de l’exploitation des centrales au charbon et au gaz font débat. Un chercheur s’est intéressé au coût et aux émissions de CO₂ du secteur Allemand de l’électricité si le pays avait gardé et ajouté du nucléaire.

Depuis vingt ans, l’Allemagne poursuit une politique de transition énergétique. Traduction : l’Energiewende. Son objectif : supprimer progressivement les énergies fossiles et nucléaires au profit des énergies renouvelables. Cependant, cette transition exigeante en ressources et en infrastructures suscite un questionnement croissant. Une étude menée par Jan Emblemsvåg pose la question suivante : que se serait-il passé si, à la place de cette transition renouvelable, l’Allemagne avait fait le choix de maintenir et développer son parc nucléaire ?

Méthodologie et hypothèses de l’étude

Pour comparer ces deux voies énergétiques, M. Emblemsvåg s’appuie sur deux hypothèses principales. La première postule que l’Allemagne aurait pu conserver ses réacteurs nucléaires en activité dès 2002, au lieu de les fermer progressivement. La seconde envisage un investissement continu dans la construction de nouvelles centrales nucléaires pour renforcer la capacité de production nationale. Ces hypothèses servent de base à une comparaison chiffrée avec l’Energiewende, permettant d’évaluer les coûts financiers et les bénéfices en termes de réduction des émissions de CO₂. L’auteur utilise une méthode de triangulation des données, qui croise plusieurs sources fiables – comme l’Agence internationale pour les énergies renouvelables (IRENA) et l’Agence internationale de l’énergie atomique (AIEA) – pour s’assurer de la robustesse des estimations malgré le caractère hypothétique de cette approche.

Un résultat favorable au nucléaire

L’étude révèle que l’Energiewende aurait coûté à l’Allemagne 696 milliards d’euros de 2002 à 2022, ce montant comprenant 387 milliards d’euros d’investissements directs et 310 milliards d’euros en subventions et autres coûts de gestion du réseau. En comparaison, le scénario nucléaire, selon lequel l’Allemagne aurait conservé ses centrales nucléaires en 2002 et ajouté de nouvelles capacités, aurait permis de réduire les dépenses de moitié, pour un coût total de 364 milliards d’euros. En termes de réduction des émissions, l’étude estime que le choix du nucléaire aurait permis une baisse de 73 % des émissions de CO₂ par rapport aux niveaux actuels, soit bien plus que les 25 % de réduction obtenus avec l’Energiewende.

Sur le plan énergétique, le scénario nucléaire présente des avantages notables. D’abord, il aurait permis de maintenir une production fiable en charge de base – c’est-à-dire en fournissant une quantité d’énergie stable et constante. Cette capacité est cruciale pour éviter la dépendance accrue au gaz naturel, devenue essentielle pour l’Allemagne dans les périodes où le vent ou le soleil sont absents.

Les limites de ce scénario hypothétique

Cependant, bien que ce scénario apparaisse favorable en termes de coût et de réduction des émissions, il se heurte à des obstacles notables, pratiques et politiques. L’Allemagne a fait de la sortie du nucléaire un pilier de sa politique énergétique, particulièrement après les accidents de Tchernobyl et de Fukushima, qui ont renforcé la méfiance du public à l’égard du nucléaire. Ce contexte politique a fait de l’abandon de l’énergie nucléaire un point presque irrévocable pour les responsables allemands. Dès lors, envisager une expansion nucléaire en 2002 aurait nécessité un soutien politique et social difficilement réalisable. Aussi, l’étude ne prend pas suffisamment en compte les coûts liés à la gestion des déchets nucléaires, problématique complexe et coûteuse pour tout pays utilisateur de cette technologie.

Enfin, la comparaison n’intègre pas les risques financiers associés aux grands projets nucléaires, souvent coûteux et nécessitant des garanties publiques pour attirer des investisseurs. Ces projets peuvent également être affectés par les fluctuations des coûts comme en témoigne l’EPR de Flamanville. Ignorer ces aspects limite l’exactitude du modèle financier proposé par l’étude et peut en réduire la faisabilité en conditions réelles.

Bien que l’étude d’Emblemsvåg présente un cadre hypothétique, elle met en lumière la complexité des choix énergétiques et les implications d’une transition reposant uniquement sur les énergies renouvelables. L’avenir nous dira qui de l’Allemagne ou de la France (avec un mix plus équilibré) aura fait un choix payant.

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D’après une note d’analyse de France Stratégie, seuls un tiers des 85 milliards d’euros d’investissements annuels nécessaires à la transition écologique d’ici 2030 seraient rentables sans soutien public pour les ménages et les entreprises.

D’après une récente note d’analyse de France Stratégie, seuls un tiers des 85 milliards d’euros d’investissements annuels nécessaires à la transition écologique d’ici 2030 seraient rentables sans soutien public, tant pour les ménages que pour les entreprises. Ce constat met en évidence la difficulté de financer cette transition de manière durable et efficace, et interroge sur la capacité des dispositifs existants à combler ce fossé financier.

Le rapport de France Stratégie, publié en octobre 2024, précise qu’un tiers des 85 milliards d’euros par an, destinés aux secteurs du bâtiment et du transport routier, sont rentables sans intervention publique. Ces investissements sont considérés comme nécessaires pour atteindre les objectifs climatiques, mais leur rentabilité reste incertaine.

Des investissements verts majoritairement non rentables

Les investissements identifiés dans les secteurs du bâtiment et du transport routier se concentrent principalement sur deux axes : la rénovation énergétique des bâtiments et l’électrification du parc automobile. En effet, pour réduire les émissions de gaz à effet de serre, ces secteurs clés doivent progressivement basculer vers des solutions moins carbonées. Certains de ces investissements, comme le remplacement des chaudières au fioul par des pompes à chaleur, peuvent être immédiatement rentables pour les ménages, notamment en raison des économies d’énergie qu’ils permettent de réaliser à court terme. Cependant, d’autres investissements, comme l’isolation thermique des bâtiments ou le remplacement des chaudières à gaz par des systèmes de chauffage électrique, restent largement non rentables, à prix de l’énergie constant.

Un besoin d’investissement public

Pour les investissements considérés comme non rentables, France Stratégie chiffre à 19 milliards d’euros par an le montant des transferts publics nécessaires pour assurer leur rentabilité. Ce chiffre inclut environ 17 milliards d’euros pour la rénovation énergétique des bâtiments, un secteur particulièrement déficitaire en termes de rentabilité. Actuellement, les aides publiques, telles que le dispositif MaPrimeRénov’, atteignent environ 8 milliards d’euros par an, un montant encore bien en deçà des besoins identifiés. Ce décalage interpelle sur la nécessité de revoir et d’augmenter le budget alloué à ces aides, pour garantir un soutien plus large et efficace aux ménages.

France Stratégie évoque également plusieurs pistes pour compléter le financement. Subventions directes, régulations incitatives ou encore des mécanismes fiscaux tels que des taxes sur les énergies fossiles ou des malus sur les « actifs bruns » – ces installations ou équipements à forte intensité carbone – sont envisagés comme des solutions à court terme. Ces leviers permettraient non seulement de stimuler la transition, mais aussi de répartir de manière plus équilibrée l’impact financier, en limitant la charge sur les finances publiques.

Cibler les dépenses publiques sur les secteurs et catégories sociales

Pour éviter les effets d’aubaine – où les ménages les plus aisés bénéficieraient des mêmes subventions que les ménages modestes pour des investissements qu’ils auraient de toute façon réalisés – France Stratégie propose de calibrer les aides en fonction des revenus des ménages. Cette approche permettrait de mieux cibler les aides, en concentrant les transferts sur les foyers les plus modestes, ceux qui en ont le plus besoin pour entreprendre les rénovations nécessaires. Cette stratégie, en limitant les aides aux plus hauts revenus, pourrait réduire les besoins de financement public à environ 19 milliards d’euros par an.

La note suggère également de revoir certains avantages fiscaux jugés inefficaces ou même contre-productifs, comme la réduction de TVA sur les rénovations écologiques. Ce type de mesure, bien qu’a priori incitatif, profite également à des ménages ayant déjà la capacité de financer ces travaux sans aide. Redistribuer ces ressources vers les foyers plus modestes pourrait ainsi mieux soutenir la transition écologique, en assurant une répartition plus juste des subventions et un impact maximal pour chaque euro investi.

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La Suisse envisage de relancer le nucléaire, sept ans après la décision de sortir progressivement de cette source d’énergie.

En 2017, les Suisses avaient voté à 58 % en faveur de cette transition, influencés par la catastrophe de Fukushima. Mais aujourd’hui, selon le ministre suisse de l’Énergie, Albert Rösti, la situation a « radicalement changé », en raison des tensions géopolitiques et de la crise énergétique. En août 2024, le Conseil fédéral suisse a donc proposé d’ouvrir de nouveau le débat sur le nucléaire, souhaitant faire preuve de « pragmatisme énergétique » dans un contexte de demande croissante en électricité.

Pour les partisans de ce retour, la démarche suisse témoigne d’un nécessaire pragmatisme. Selon le journal centre-gauche suisse Le Temps, rouvrir la porte au nucléaire est « une bonne décision de principe », qui pourrait permettre au pays de renforcer son indépendance énergétique. La même source insiste néanmoins sur le fait qu’il ne s’agit pas de revenir à une dépendance excessive envers le nucléaire, mais plutôt de maintenir cette énergie en tant qu’« option de repli. » La Neue Zürcher Zeitung souligne que ce pragmatisme s’explique par des circonstances « inimaginables il y a peu », avec des défis énergétiques exacerbés par le conflit ukrainien.

Une opposition remontée

Si l’argument de l’indépendance énergétique trouve écho, la question nucléaire reste fortement controversée en Suisse. Le débat est décrit comme « émotionnel et clivant » par Romain Clivaz, éditorialiste au Temps. Ce dernier reconnaît le « courage politique » du gouvernement de réengager cette discussion. Cependant, les opposants estiment que cela constitue un retour en arrière dangereux. Mario Stäuble, du Tages-Anzeiger, parle même de « gâchis d’énergie politique », affirmant que les efforts du gouvernement seraient mieux employés dans le développement des énergies renouvelables, qui bénéficient d’un soutien populaire plus large.

Une option temporaire ou un tournant durable ?

Albert Rösti, qui défend cette révision législative, insiste sur la nécessité d’anticiper un avenir incertain : « on ne dit pas qu’il y aura une nouvelle centrale dans dix ans, mais il faut laisser la porte ouverte », déclarait-il en août dernier, rappelant que la dépendance au gaz, un temps envisagée pour pallier l’intermittence du renouvelable, est devenue « impensable » pour atteindre la neutralité carbone. Pour rappel, la moitié de l’électricité helvète provient des barrages et le tiers des trois centrales nucléaires (vieilles de plus de 50 ans).

Les doutes sur la faisabilité

Malgré ces arguments, les obstacles restent nombreux. D’une part, construire une nouvelle centrale exigerait de lourds investissements, souvent risqués. De plus, les entreprises suisses se montrent réticentes à financer ces projets coûteux. Comme le rapporte la SRF, « aucun producteur d’électricité suisse n’envisage sérieusement de construire une nouvelle centrale ». L’énergie atomique ne représente pas une solution immédiate aux tensions actuelles sur le marché, alors que les besoins en énergie augmentent, portés par une population en croissance.

De surcroît, la question de la gestion des déchets radioactifs et de la sécurité des installations inquiète. « Il suffirait d’un accident ailleurs dans le monde pour relancer les oppositions au nucléaire », met en garde le Tages-Anzeiger.

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L’Union européenne (UE) a récemment adopté une surtaxe sur les véhicules électriques chinois, visant à protéger son industrie automobile, menacée par une concurrence jugée déloyale.

L’UE a décidé de taxer les véhicules électriques chinois. La taxe pourrait atteindre 35 % de droits de douane en plus des 10 % déjà en place. Elle intervient alors que la Chine bénéficie d’importantes subventions étatiques qui favorisent la production de véhicules électriques à bas coût. En réponse, la Commission européenne cherche à rétablir une concurrence équitable sur le marché européen.

Un vote divisé au sein de l’UE

Le 5 octobre 2024, dix États membres de l’UE, dont la France et l’Italie, ont voté en faveur de cette mesure. Ces pays, confrontés à une crise de leur industrie automobile, se sont montrés favorables à cette barrière douanière. La filière emploie plus de 14 millions de personnes dans l’UE.  Ils estiment que sans cette protection, l’industrie européenne serait condamnée face à l’avancée technologique chinoise, notamment dans la production de batteries électriques. Actuellement, les BYD (taxe future de 17 %), Geely ou SAIC (taxe future de 35,3 %) imposent leur domination en partie grâce aux aides gouvernementales qu’ils reçoivent​.

Cependant, le vote n’a pas été unanime : cinq pays, dont l’Allemagne, ont voté contre. L’Allemagne, qui entretient des relations commerciales étroites avec la Chine, redoute des mesures de rétorsion de la part de Pékin. Le constructeur Volkswagen y est bien implanté. Craignant une « guerre commerciale », Berlin s’est donc montré réticent à cette surtaxe.

Vers des représailles chinoises ?

En réponse à cette décision européenne, la Chine a rapidement exprimé son mécontentement. Le gouvernement chinois a dénoncé des pratiques « injustes et déraisonnables » et promis de défendre les intérêts de ses entreprises. Pékin a également laissé entendre que des mesures de représailles pourraient être envisagées, visant notamment certains secteurs clés pour l’Europe, comme les spiritueux, les produits laitiers ou encore le porc.

Ces menaces sont prises au sérieux par plusieurs pays européens, notamment la France, où la filière du cognac a déjà exprimé ses inquiétudes face à la possibilité d’une telle sanction.  La portée de ces menaces reste tout de même limitée, car la Chine fait face à des difficultés économiques, notamment à cause de la fermeture du marché américain. L’UE reste son premier marché d’exportation.

Vers l’installation d’usines chinoises sur le sol européen

Face à cette barrière douanière, les constructeurs chinois ne semblent pas prêts à abandonner le marché européen, en pleine croissance pour les véhicules électriques. Certains, comme Geely et BYD, réfléchissent à la possibilité d’ouvrir des usines directement sur le sol européen afin de contourner ces surtaxes. Geely envisage ainsi une implantation en Pologne, tandis que BYD pourrait s’installer en Hongrie dès l’année prochaine​.

Cette stratégie permettrait aux constructeurs chinois d’éviter les droits de douane tout en continuant à offrir des véhicules compétitifs sur le marché européen. De plus, cette implantation locale pourrait renforcer les partenariats entre les constructeurs chinois et européens, dans un contexte où plusieurs acteurs européens, comme Stellantis, envisagent déjà des collaborations avec leurs homologues chinois pour s’adapter à la demande croissante de véhicules électriques​.

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Dans son dernier rapport, Greenpeace France met en lumière la vulnérabilité des centrales nucléaires face à la montée des eaux, un risque accru par le dérèglement climatique. Un risque à tempérer selon une spécialiste et le lobby nucléaire.

Selon l’ONG Greenpeace, les centrales situées à proximité des côtes, soit environ 41 % du parc nucléaire mondial, sont particulièrement exposées au phénomène de submersion marine. En France, cinq sites sont concernés, dont celui de Gravelines, situé dans le Nord. Ce site, qui abrite déjà six réacteurs, devrait accueillir deux réacteurs EPR2 de nouvelle génération.

Greenpeace s’est appuyée sur les projections climatiques du GIEC, prévoyant une hausse de la température mondiale de 4 °C d’ici 2100, pour modéliser l’impact de la montée des eaux à Gravelines. Selon le rapport, le niveau de la mer pourrait s’élever de 0,63 à 1,01 mètre d’ici la fin du siècle, exposant ainsi l’ensemble du site à un risque de submersion lors des marées hautes couplées à une surcote centennale. Greenpeace souligne que cette menace reste sous-estimée, alors qu’elle s’accentuera avec l’aggravation des événements climatiques extrêmes.

L’ONG demande qu’EDF documente « comment elle a évalué la hauteur d’eau maximale possible dans le prochain siècle » et « démontrer qu’elle peut protéger la centrale contre cette hauteur d’eau maximale pendant toute la durée de vie de l’infrastructure ».

Une élévation de la centrale contre la submersion marine

Les réacteurs seront bâtis sur une plateforme de 11 mètres de haut, avec une exploitation prévue à partir de 2040. Emmanuelle Galichet, chercheuse en physique nucléaire au Cnam, affirme auprès de Franceinfo qu’une « réévaluation de sûreté et une veille climatique » sont effectuées régulièrement, tous les dix ans, et les réacteurs pourront résister à une hausse des températures de 2 à 3 °C d’ici la fin du siècle.

La chercheuse insiste sur le fait que si des ajustements sont nécessaires, comme une surélévation de la plateforme, ils seront pris en compte lors des prochaines visites décennales des réacteurs.

Des retours d’expérience et une robustesse de l’installation

La Société française d’énergie nucléaire (Sfen) se montre plus confiante quant à la résilience des centrales face aux risques climatiques. « En bord de mer du Nord, de Manche ou d’Atlantique, si une telle situation se produisait, elle ne serait d’ailleurs que temporaire, car elle suppose la conjonction d’une marée haute de très fort coefficient et d’une très violente dépression. » À la suite des Évaluations complémentaires de sûreté (ECS) réalisées après Fukushima, des investissements conséquents ont été réalisés entre 2020 et 2022 pour renforcer la protection contre les inondations et les événements climatiques extrêmes.

Par ailleurs, une source froide diversifiée, indépendante de la mer, a été mise en place pour garantir une redondance en cas de défaillance. EDF a également prévu des marges de sécurité importantes, avec des hypothèses climatiques allant jusqu’à un réchauffement de 8 °C, ce qui dépasse les scénarios les plus pessimistes.

La Sfen rappelle que les centrales nucléaires peuvent fonctionner en mode « îlotage » en cas de coupure du réseau, comme cela s’est produit lors de la tempête Ciaran en 2023. La centrale de Flamanville, isolée du réseau électrique, a réussi à maintenir son fonctionnement, illustrant la capacité des centrales à s’adapter à des situations extrêmes.

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Le gouvernement français prévoit une hausse importante des taxes sur l’électricité en 2025, une décision controversée qui pourrait engendrer un impact significatif pour de nombreux foyers.

L’augmentation prévue par le gouvernement concerne principalement l’ex-TICFE, nouvellement nommé accise sur l’électricité, dont le taux, initialement fixé à 32 €/MWh avant la crise, pourrait atteindre jusqu’à 40 ou même 42 euros le mégawattheure, selon Le Point et Les Echos. Cette mesure vise à combler un déficit budgétaire croissant, Michel Barnier est en quête de 60 milliards d’euros pour atteindre une réduction du déficit à 5 % du PIB en 2025​.

Le prix de l’électricité devrait baisser pour les offres au tarif réglementé

Sur le marché de gros, le prix de l’électricité a effectivement chuté grâce à une offre plus stable, notamment avec le retour progressif des réacteurs nucléaires. Le gouvernement mise donc sur une baisse globale des factures des ménages, de l’ordre de 10 % au 1ᵉʳ février 2025, en dépit de cette augmentation de taxe.

Emmanuelle Wargon, présidente de la Commission de régulation de l’énergie (CRE), insiste sur l’importance de faire bénéficier les consommateurs de cette baisse des prix sur les marchés : « C’est important que les Français qui ont été confrontés à la hausse voient aussi la baisse quand elle se matérialise sur les marchés de l’électricité », a-t-elle expliqué sur RTL. Elle souligne aussi que cette transition énergétique requiert une électricité abordable, en précisant : « Pour répondre à cet enjeu climatique, c’est moins d’énergie fossile (…) c’est plus d’électricité et pour pouvoir aller vers plus d’électricité, il faut que l’électricité soit abordable ».

La dernière hausse des tarifs de l’électricité, décidée le 1ᵉʳ février 2024 par le ministre de l’Économie, s’inscrit dans un contexte de fiscalité élevée sur cette énergie : les taxes appliquées à l’électricité sont 9 fois plus importantes que celles du gaz, 5 fois celles appliquées au gazole, et 11 fois celles du fioul domestique, relativement aux émissions de CO₂ générées, comme l’a révélé l’Observatoire de l’industrie électrique. Un tel niveau de taxation interroge sur la cohérence avec les ambitions climatiques du gouvernement, particulièrement quand les taxes sur le gaz ou les carburants sont maintenues à des niveaux plus bas.

L’augmentation de l’accise pénalisera les offres de marché

En revanche, les ménages au tarif de marché pourraient être particulièrement exposés. Contrairement aux abonnés aux tarifs réglementés, ces consommateurs avaient grandement bénéficié de la baisse des prix de marché. Ils subiront de plein fouet l’augmentation de la taxe. Cette situation soulève de vives préoccupations, notamment pour les foyers modestes et ceux vivant dans des logements mal isolés, souvent plus vulnérables aux hausses de coûts. Des experts craignent un impact social et une possible résurgence de mouvements de contestation, semblables aux « Gilets Jaunes » de 2018.

Au sein même du gouvernement, des voix s’élèvent contre cette augmentation. Agnès Pannier-Runacher, ministre de la Transition énergétique, souligne les effets négatifs potentiels pour les ménages modestes et la classe moyenne. En plus de peser sur la consommation, cette hausse pourrait freiner les efforts de réindustrialisation et d’électrification, alors que le gouvernement encourage la transition vers des véhicules électriques et des infrastructures plus vertes. Certains observateurs dénoncent cette incohérence, craignant un ralentissement des projets de décarbonation.

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Grâce à son projet de chauffer 150 piscines publiques avec la chaleur « fatale » des datacenters, la société britannique Deep Green est parvenue à lever pas moins de 200 millions de livres.

Dans un contexte de crise énergétique, où la flambée des coûts de l’énergie met en difficulté de nombreuses infrastructures publiques, une nouvelle solution innovante voit le jour : le recyclage de la chaleur des centres de données pour chauffer les piscines. La startup britannique Deep Green, soutenue par un investissement de 200 millions de livres (167,8 millions d’euros) de la société Octopus Energy, est en train de développer ce concept novateur à grande échelle.

De la chaleur perdue à la ressource utile

Les centres de données, qui abritent des serveurs informatiques, produisent une quantité considérable de chaleur excédentaire. Jusqu’à présent, cette chaleur était généralement considérée comme un déchet et dissipée sans véritable utilité. Deep Green propose de transformer cette énergie perdue en ressource précieuse pour des infrastructures énergivores, comme les piscines publiques, qui doivent chauffer de grandes quantités d’eau en permanence.

Le premier test grandeur nature a eu lieu à Exmouth, dans le Devon. Les résultats sont prometteurs : grâce à ce dispositif, la piscine locale a pu réduire sa facture énergétique de plus de 60 %. Le principe est simple : la chaleur générée par les serveurs de Deep Green est récupérée et utilisée pour chauffer l’eau des piscines, tandis que les centres de données bénéficient en retour d’un refroidissement gratuit pour leurs systèmes informatiques, ce qui leur confère un avantage compétitif majeur. En effet, le refroidissement des serveurs est habituellement coûteux et énergivore, mais cette approche en circuit fermé permet d’optimiser les deux systèmes.

Une solution à double impact

Avec l’investissement d’Octopus Energy, cette initiative pourrait s’étendre à environ 150 piscines publiques au Royaume-Uni au cours des deux prochaines années. Zoisa North-Bond, directrice générale d’Octopus Energy Generation, affirme que ce projet permet de « répondre à deux problèmes en même temps : réduire les factures énergétiques des communautés et diminuer l’empreinte carbone des centres de données ». Selon les calculs de la startup, les factures d’énergie des piscines pourraient être réduites de 50 à 70 % grâce à une pompe à chaleur pour capter la chaleur excédentaire.

Deep Green ne se limite pas aux piscines. D’autres structures telles que les réseaux de chauffage urbain pourraient également bénéficier de cette chaleur. Mark Bjornsgaard, PDG de Deep Green, explique que « si seulement 1 % des besoins en centres de données du Royaume-Uni fonctionnaient avec notre solution, nous pourrions chauffer toutes les piscines publiques du pays ».

Le secteur des centres de données est souvent critiqué pour sa consommation énergétique croissante. Les demandes de raccordement ne cessent d’augmenter. En France, le volume cumulé approche les 9 gigawatts (GW).

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Une grande partie de la chaîne de valeur des batteries pourrait être issue du travail forcé ou d’abus de droits humains. Éthiquement et juridiquement, elle est doublement regrettable, d’autant que ces produits pourront être bannis aux États-Unis et en Europe.

L’industrie de l’énergie fait face à une crise éthique majeure : une grande partie de la chaîne d’approvisionnement des batteries lithium-ion pourrait être exposée au travail forcé, en violation des lois des États-Unis et de l’Union européenne (UE). Cette révélation, issue d’un rapport publié par la plateforme de gestion des risques Infyos, soulève des inquiétudes quant à l’avenir des technologies de stockage d’énergie et à la capacité des entreprises à se conformer aux nouvelles réglementations en matière de droits humains.

Une dépendance lourde de conséquences

Le rapport d’Infyos met en lumière une réalité alarmante : de nombreuses entreprises de premier plan dans les secteurs de l’automobile et du stockage d’énergie utilisent des batteries lithium-ion dont la chaîne d’approvisionnement pourrait être liée à des abus des droits humains, notamment en Chine. Le lithium-ion est aujourd’hui la technologie prédominante pour les systèmes de stockage d’énergie (BESS), et son rôle ne cesse de croître la transition énergétique mondiale.

Cette dépendance aux batteries lithium-ion a un coût moral. Une partie de la production de ces batteries repose sur des matières premières extraites et raffinées dans des régions controversées, en particulier la région autonome ouïghoure du Xinjiang en Chine, où des allégations de travail forcé ont été formulées.

Des lois plus strictes aux États-Unis et en Europe

Les implications pour les entreprises sont considérables. Aux États-Unis, la loi de prévention du travail forcé ouïghour (UFLPA) vise à bloquer les importations de produits liés au travail forcé, y compris les batteries. L’année dernière, des produits d’une valeur de 1,4 milliard de dollars ont été saisis en vertu de cette loi. De son côté, l’UE introduira en août prochain une nouvelle réglementation sur les batteries, imposant des exigences strictes en matière de transparence et de responsabilité dans la chaîne d’approvisionnement.

En cas de non-conformité, les entreprises pourraient voir leurs produits interdits sur ces marchés cruciaux. Une situation qui pourrait avoir des répercussions économiques importantes, mais qui pourrait aussi inciter les entreprises à renforcer leurs efforts en matière de traçabilité et de durabilité dans leur chaîne de production.

Les entreprises au cœur de la tourmente

Bien qu’Infyos n’ait pas spécifiquement nommé les entreprises impliquées, les regards sont orientés vers les principaux acteurs de l’industrie des batteries pour les voitures, notamment CATL et Gotion, des entreprises chinoises dominantes sur le marché mondial. Des législateurs américains ont récemment appelé à bloquer immédiatement les expéditions de batteries provenant de ces entreprises, les accusant de liens avec des organisations chinoises impliquées dans l’exploitation des Ouïghours.

Face à ces accusations, CATL a fermement démenti toute implication dans le travail forcé, affirmant que ses pratiques de sourcing respectaient les normes internationales en matière de droits humains. Cependant, la pression s’intensifie, et les entreprises devront désormais prouver, de manière transparente, que leurs chaînes d’approvisionnement sont exemptes de violations des droits humains.

Outre les allégations de travail forcé en Chine, des préoccupations subsistent concernant les conditions de travail dans d’autres pays asiatiques. Un incendie survenu lundi 24 juin 2024 dans une usine de pièces pour batteries en Corée du Sud a tué 23 travailleurs, principalement des contractuels étrangers. L’usine Aricell, installée à Hwaseong, a pris feu, entraînant la mort de dix-huit Chinois, un Laotien et une personne de nationalité inconnue, selon un pompier sur place.

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La valorisation du fabricant Français de matériel électrique Schneider Electric dépasse celle de TotalEnergies. Ce mouvement boursier traduit une conséquence économique concrète : le secteur de l’électrification est porteur.

Le 26 septembre 2024 marque un tournant symbolique dans le monde de l’énergie. Ce jour-là, Schneider Electric, spécialiste mondial des équipements électriques, a temporairement surpassé TotalEnergies en termes de capitalisation boursière. Cette inversion historique entre une entreprise ancrée dans la transition énergétique et un géant du pétrole incarne la transformation profonde que traverse l’économie mondiale.

Schneider : un leader de l’électrification de l’économie

Avec une valorisation atteignant 141,6 milliards d’euros en séance, Schneider Electric a pris l’avantage sur TotalEnergies, valorisée à 140,3 milliards d’euros. Ce basculement est d’autant plus frappant que Schneider a vu son cours bondir de 60 % en un an, tandis que TotalEnergies a perdu 5 % sur la même période. Déjà distancée par les grandes entreprises du luxe, la major pétrolière se trouve désormais menacée dans son rang au sein du CAC 40 (elle est quatrième), où Schneider pèse de plus en plus lourd en tant qu’acteur clé de la transition énergétique.

La demande en électricité augmente, comme la demande en équipement électrique. Transformateurs, disjoncteurs, onduleurs, logiciels… L’allemand Siemens affiche la même bonne santé. Il a annoncé des bénéfices nets supérieurs à ceux envisagés, avec plus de 8 milliards en 2024.

Cette performance s’explique par la demande croissante d’infrastructures électriques liées à l’intelligence artificielle (IA) et à l’électrification de l’économie. En effet, les centres de données et l’intelligence artificielle consomment des quantités d’énergie toujours plus importantes, ce qui soutient la demande pour les équipements électriques produits par des entreprises comme Schneider. Selon l’Agence internationale de l’énergie (AIE), ces technologies consomment déjà l’équivalent de 2 % de l’électricité mondiale. À terme, entre l’équivalent « d’une Suède » et « d’une Allemagne » pourraient s’ajouter à la demande mondiale actuelle.

Aux États-Unis, une dynamique similaire avec Vistra Corp

De l’autre côté de l’Atlantique, les marchés énergétiques connaissent une révolution similaire. Aux États-Unis, Vistra Corp, une entreprise texane spécialisée dans la production d’électricité, a vu son cours tripler depuis janvier 2024, devenant ainsi l’une des stars de Wall Street. Les gérants de fonds espèrent qu’elle signe des contrats d’approvisionnement. Toujours aux États-Unis, Vistra Corp est talonnée par une autre entreprise productrice d’énergie : Constellation Energy. Elle vient de signer un contrat de 20 ans avec Microsoft pour que la firme soutire, à partir de 2028, l’électricité produite par la centrale nucléaire de Three Mile Island qu’elle va rouvrir.

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Entre janvier et août 2024, la consommation française d’électricité n’a augmenté que de 0,3 terrawattheures (TWh). C’est faible, au regard des projections du document cadre de Réseau de transport d’électricité (RTE), futurs énergétiques. Cela reste préoccupant bien que la décarbonation soit à l’état de plan ou de mise en œuvre.

La transition énergétique de la France, qui vise à atteindre la neutralité carbone d’ici 2050, repose sur une électrification massive des usages pour réduire les émissions de gaz à effet de serre. Le recours accru à l’électricité doit permettre de substituer des énergies fossiles dans plusieurs secteurs, notamment l’industrie, le transport et le bâtiment. Pourtant, malgré l’ambition de cette stratégie, la demande d’électricité peine à suivre la trajectoire espérée, soulevant des questions sur la capacité du pays à atteindre ses objectifs climatiques.

Un retard sur les objectifs jugés ambitieux

D’après les prévisions du gestionnaire du réseau électrique français (RTE), la consommation annuelle d’électricité devrait atteindre entre 580 et 640 TWh d’ici 2035, avec une croissance annuelle de 10 à 15 TWh à partir de 2025. Cependant, les données récentes montrent une stagnation inquiétante. Entre janvier et août 2024, la consommation n’a augmenté que de 0,3 TWh par rapport à l’année précédente, bien loin des prévisions à long terme. En 2023, la consommation avait même chuté de 14,5 TWh en raison d’un hiver relativement doux et d’une baisse de l’activité économique.

Ce phénomène, qualifié d’« atone » par Xavier Piechaczyk, président de RTE, pourrait paraître contradictoire face à l’urgence de développer de nouvelles capacités de production d’électricité bas-carbone, qu’elles soient d’origine nucléaire ou renouvelable. Le contraste entre la baisse actuelle de la demande et les besoins futurs laisse certains observateurs perplexes quant à la capacité de la France à maintenir une trajectoire de décarbonation cohérente.

Un contexte économique défavorable et une météo clémente

Pour Frédérik Jobert, secrétaire général adjoint à la planification écologique, interviewé par Montel News, il n’y a pas de contradiction fondamentale avec les objectifs climatiques. La baisse temporaire de la demande serait surtout due à un contexte économique fragile et à une météo plus clémente. « Une augmentation plus significative de la consommation est attendue à partir de 2030, lorsque les investissements dans les infrastructures auront été réalisés et que la transition énergétique se sera accélérée dans l’industrie et les transports », assure-t-il.

Cependant, certains experts estiment qu’il pourrait être nécessaire de réviser les hypothèses actuelles. Phuc-Vinh Nguyen, chercheur à l’institut Jacques Delors, souligne que les scénarios de décarbonation reposent sur des prévisions qui pourraient ne pas tenir compte des évolutions récentes, notamment sur le plan des prix de l’électricité. Il évoque, dans un entretien accordé à Montel News, notamment le manque de visibilité pour les industriels sur le prix futur de l’électricité, un facteur clé dans la décision d’électrifier les processus de production.

Les prix instables de l’électricité affectent la consommation

Le prix de l’électricité sur le marché de gros reste aujourd’hui incertain, ce qui rend difficile pour les industriels de planifier leur transition vers des solutions électriques. Le mécanisme de vente de l’électricité nucléaire après 2025 n’a toujours pas été pleinement défini, malgré l’accord conclu en novembre 2023 entre EDF et le gouvernement pour un prix moyen de 70 €/MWh sur la période 2026-2040.

Face à cette situation, le gouvernement et les acteurs du secteur énergétique plaident pour la patience, estimant que la demande d’électricité finira par augmenter avec la mise en place des infrastructures de décarbonation, encore à l’état de projet ou en construction. Cependant, l’inertie actuelle, dans un contexte de crise énergétique et de volatilité des prix, pourrait rendre nécessaire un ajustement des scénarios pour assurer que la transition énergétique se fasse à un rythme compatible avec les objectifs de neutralité carbone.

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Les émissions de gaz à effet de serre ont baissé à « un rythme moins élevé au second trimestre qu’au premier » annonce l’association Citepa. Sur le deuxième trimestre 2024, la baisse enregistrée est de 2,1 % par rapport au même trimestre 2023.

Les émissions de gaz à effet de serre (GES) en France continuent leur trajectoire descendante en 2024. Selon le dernier baromètre du Citepa, les émissions ont baissé de 2,1 % au deuxième trimestre 2024 par rapport à la même période en 2023. Cette réduction s’inscrit dans la lignée de la baisse de 4,9 % observée au premier trimestre 2024, bien qu’elle demeure un peu plus faible. Parmi les secteurs contribuant le plus à cette diminution, l’électricité joue un rôle déterminant.

Évolution du secteur de l’électricité

Le secteur de l’énergie, et plus spécifiquement de la production d’électricité, a enregistré une réduction notable de ses émissions au premier semestre 2024. Le rapport Citepa met en lumière une baisse significative de 14 % des émissions au deuxième trimestre 2024, après une réduction encore plus marquée de 16 % au premier trimestre. Cette performance est directement liée à la part croissante des énergies renouvelables et du nucléaire dans le mix énergétique français. Parallèlement, l’utilisation des combustibles fossiles a atteint un niveau historiquement bas, représentant seulement 1,4 % de la production d’électricité, principalement issue du gaz, alors que les centrales thermiques fossiles ont presque toutes cessé leur activité.

L’évolution des émissions du secteur de l’électricité reflète un effort continu de décarbonation amorcé ces dernières années. La biomasse remplace les sources thermiques fossiles et les renouvelables se stabilisent à 30 % du mix électrique.

Les autres secteurs en baisse

Outre l’électricité, d’autres secteurs ont également contribué à la réduction des émissions en 2024. Les transports, deuxième plus grand émetteur, ont enregistré une baisse de 1,2 % au deuxième trimestre, principalement en raison de la diminution des émissions des véhicules diesel. Le Citepa base ses calculs sur la vente de carburant. L’industrie manufacturière a également contribué avec une réduction de 2,6 % au deuxième trimestre, après une baisse plus significative au premier trimestre (5 %).

En revanche, le secteur des bâtiments, souvent influencé par la demande en chauffage, a vu son rythme de réduction ralentir au deuxième trimestre, avec une diminution de seulement 0,7 %, après une baisse de 6,8 % au premier trimestre. « La trajectoire de réduction pour atteindre la nouvelle cible provisoire de 270 MtCO2e [mégatonnes d’équivalent CO2, NDLR] en 2030 hors puits de carbone (présentée en 2023 en amont de la future SNBC3) implique une réduction nécessaire de 4.7 % par an entre 2022 et 2030 ». Or, rien que sur la première moitié d’année 2024, les émissions étaient de 189 tonnes de CO2e.

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