Porté par des enjeux environnementaux et de souveraineté, il semble que le nucléaire fasse son retour en Italie. Renversant ainsi une politique initiée quarante ans auparavant.

Le 8 novembre 1987, les Italiens votent trois référendums qui conduiront in fine à l’arrêt de l’énergie nucléaire civile dans ce pays. Ces votes font suite à la catastrophe de Tchernobyl, qui avait alors frappé l’Ukraine un an plus tôt, le 26 avril 1986. Un nouveau référendum les 12 et 13 juin 2011 confirme cette orientation vers l’interdiction de nouveaux projets et l’abandon de cette source d’énergie. Et ce, dans la foulée de l’accident nucléaire japonais de Fukushima, provoqué par le tremblement de terre du 11 mars 2011 et le tsunami qui s’en est suivi.

Au regard de ces votes, on pourrait penser que le nucléaire est une solution définitivement abandonnée en Italie. Mais aujourd’hui, l’idée d’un nouveau nucléaire semble faire son chemin dans la politique italienne. Il faut dire qu’après le début de la guerre en Ukraine et la mise en place des sanctions contre la Russie, l’Italie avait été durement touchée par l’explosion du prix du gaz, dont le pays est très dépendant.

Un projet de loi pour reconstruire toute une filière

En mars 2025, le Conseil des ministres a approuvé un plan de relance du nucléaire. Aspect notable : ce plan envisage des centrales à fission et à fusion, mais surtout une orientation marquée vers des centrales d’une technologie différente de celles auparavant mises en œuvre. Le plan pourrait porter la contribution du nucléaire de 11 à 22 % de l’approvisionnement électrique de l’Italie à l’échéance de 2050.

La relance du nucléaire en Italie a depuis lors continué son parcours politique. Ce 2 octobre 2025, le gouvernement de Giorgia Meloni a adopté un projet de loi allant dans ce sens. Le texte devra ensuite faire l’objet d’un examen et d’un vote par le Parlement.

S’il est adopté, la loi permettra au gouvernement d’élaborer un programme de construction de capacités de production de l’énergie nucléaire, mais aussi le renforcement de la recherche en ce domaine, la possibilité de mettre en œuvre des campagnes de communication, ainsi que la création d’une autorité de sûreté indépendante. À ce jour, les technologies dans la ligne de mire de l’exécutif italien seraient des petits réacteurs modulaires (SMR) de troisième génération.

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Alors que la demande d’électricité stagne et que la France a un solde exportateur de 84 TWh en 2024, la question de construire de nouveaux moyens de production divise : faut-il investir maintenant ou retarder suivant l’évolution de la demande ?

Alors que la consommation d’électricité ne décolle pas, l’idée de lancer de vastes programmes de production peut paraître étrange. Nouveau nucléaire (EPR2), déploiement acté aujourd’hui donc effectif demain d’installations renouvelables… Mais la demande d’électricité n’augmente pas, comme le voudrait l’électrification des usages, voire baisse avec les efforts de sobriété consentis pendant les prix hauts post-covid et l’efficacité énergétique.

Pour autant, certains acteurs plaident quand même pour anticiper une hausse future de la demande. RTE, le gestionnaire du réseau, alerte que « les prochains mois seront cruciaux » pour opérer l’électrification des usages par la voix de Thomas Veyrenc, son directeur stratégie. « On a beaucoup de demandes, mais pas tant de connexions au réseau. On ne va pas pouvoir tenir durablement avec 30 GW de projets [industrie, centres de données…] et seulement un à deux qui se concrétisent », prévenait-il à Gazélec.

Le gouvernement est attentif à cette dynamique ou non-dynamique d’électrification. Selon plusieurs sources interrogées par Contexte, Roland Lescure, ministre de l’Économie et des Finances, pourrait intervenir prochainement pour ouvrir le débat sur l’électrification des usages. La Direction générale de l’énergie et du climat mène déjà des discussions avec les acteurs du secteur, tandis que l’Union française de l’électricité et des députés comme Jean-Luc Fugit appellent à un plan national d’électrification. RTE s’apprête à publier son nouveau bilan prévisionnel, intégrant des scénarios d’électrification « dégradés » pour ajuster sa prospective.

Un choix politique plus que technologique

La question qui reste est la suivante : construire dès aujourd’hui pour anticiper une demande future croissante ou privilégier la flexibilité et la sobriété énergétique en attendant, et mettre à l’arrêt la construction de nouveaux moyens de production ? Les scénarios proposés par RTE et les signaux du gouvernement montrent que le choix ne sera pas uniquement technique mais politique et économique. Il s’agit de calibrer les investissements, de renforcer la flexibilité du système — stockage, pilotage, réseaux intelligents — et de surveiller de près la concrétisation des projets industriels et d’électrification des usages.

La crise des prix semble loin et les leçons, développer des moyens de production peu chers et rapidement déployables comme le préconisait la Commission européenne dans sa réforme du marché de l’électricité, peut-être oubliées.

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Plus de production fossile, moins d’exportations, des prix en hausse et plus de consommation : la vague de froid qui s’installe en France modifie le mix électrique français. Zoom sur les courbes Eco2mix, l’outil du gestionnaire du réseau électrique national RTE pour visualiser ces données.

Depuis le début de la semaine, la vague de froid gagne progressivement le pays. Alors que notre mix électrique est thermosensible, -1 °C de température extérieure entraîne l’augmentation de la consommation d’environ 2 400 mégawatts (MW), les perturbations sont directement visibles.

Il n’y a qu’à ouvrir Eco2mix, l’outil de RTE pour visualiser les productions filière par filière, la consommation et les données de marché pour constater l’impact de la vague de froid. On constate des exportations divisées par deux, un parc nucléaire à + 5 GW, l’hydroélectricité qui atteint son pic à près de 15 GW mardi à 18 h, couvrant 20 % de la demande et le retour d’une bande de plus de 5 GW de gaz (contre 1 GW avant la période de froid).

Retour des jours Tempo blancs et rouges

Le premier jour blanc Tempo de la saison a été activé pour le 20 novembre et le premier jour rouge pourrait être déclenché avant la fin de la semaine selon des prévisions non officielles. La demande en électricité grimpe donc au fur et à mesure que le froid s’installe. Le pic de consommation vendredi dernier se situait aux alentours de 55 GW.

Le week-end n’étant pas significatif du point de vue de la consommation, elle a difficilement établi son plus haut à 50 GW, celle de lundi a en revanche grimpé à 62 GW avant un nouveau pic à 66 GW ce mardi. + 10 GW en quelques jours, l’équivalent de 10 réacteurs nucléaires.

Explosion des prix avec le froid

Avec la consommation qui augmente, c’est le merit order (ordre de mérite, la dernière centrale sollicitée pour produire fixe le prix du marché) qui explose. En France, les prix dépassaient péniblement les 50 euros du mégawattheure (€/MWh) jeudi et vendredi dernier. Des pics à 120 €/MWh lundi puis 140 €/MWh mardi étaient atteints dans toute l’Europe, y compris en France.

L’Allemagne n’a, quant à elle, pas subi de hausse des prix. Ses prix de marché, déjà bien plus hauts que la France, sont restés constants. Le pays est peu thermosensible, largement chauffé au gaz fossile.

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L’électrification de la consommation d’énergie est aujourd’hui le principal chemin par lequel nous entendons décarboner l’économie et gagner en souveraineté énergétique. Dans le secteur des transports, elle se heurte toutefois à l’autonomie des batteries, et aux vastes quantités de ressources que nécessite la production de ces dernières. C’est sans compter sur la recharge par induction par la route elle-même, qui promet d’augmenter l’autonomie sans faire enfler la taille des batteries ni la durée des arrêts-recharge.

Les travaux ont commencé le 6 janvier 2025 sur une portion de l’autoroute A10, dans l’Essonne. Ils ont consisté à installer des bobines électriques sous la chaussée de la voie de droite, et ce sur un tronçon de 1,5 km. L’installation du système a duré environ quatre mois.

Une fois alimentées en courant électrique, ces bobines émettront un champ électromagnétique. Ce dernier pourra être capté par les très rares véhicules compatibles dotés de bobines réceptrices, alors même qu’ils circuleront sur la chaussée, le transformant en électricité. L’électricité pourra ensuite alimenter à la fois le moteur et la batterie, permettant ainsi de gagner en autonomie. Avec des bénéfices importants : les temps d’arrêt pour rechargement pourront être réduits, voire éliminés, et la batterie à embarquer pourra être de moindre capacité. C’est toute la promesse de la recharge dynamique par induction.

Place aux essais sur le tronçon pilote de l’A10

Une fois les travaux sur l’A10 terminés, l’installation a pu être testée. Vinci a dernièrement communiqué sur le succès de l’expérimentation. Le 22 octobre dernier, en effet, un camion électrique a pu se recharger par induction, tout en circulant sur la portion d’autoroute. La puissance électrique transférée a été en moyenne de 200 kW, voire jusqu’à 300 kW en instantané. Le système permettrait ainsi de gagner un kilomètre d’autonomie par kilomètre parcouru pour un poids lourd. Un gain qui pourrait s’élever jusqu’à 3 km pour un véhicule léger.

La recharge dynamique par induction a déjà fait l’objet de plusieurs expérimentations en France et dans le monde. Ainsi, en 2017, Renault, en partenariat avec Qualcomm et VEDECOM, avait pu tester un véhicule récupérant 20 kW jusqu’à 100 km/h. Le projet de Vinci, quant à lui, est le premier au monde équipant une autoroute. Une solution qui mérite que l’on s’y intéresse, dès lors que l’on considère l’explosion du besoin en transport par camion, pour les besoins des professionnels, ou simplement pour les colis des particuliers – un sujet pour le moins d’actualité alors que la plupart des sites en ligne affûtent leurs offres pour le Black Friday.

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Construite sur le site d’une ancienne centrale au charbon, la batterie stationnaire (BESS) de Waratah est le fleuron de la transition énergétique en Australie. D’une capacité de 1680 MWh, et d’une puissance de 850 MW, elle était la batterie la plus puissante du monde. Elle avait démarré en août dernier, et devait être pleinement opérationnelle à fin 2025. Jusqu’à cette énorme panne.

La nouvelle est tombée mi-novembre. L’Australian Financial Review (AFR) annonce que l’un des transformateurs du site de stockage de Waratah a subi une « défaillance catastrophique ». Un deuxième transformateur a également été mis à l’arrêt et devra probablement lui aussi être remplacé. La batterie était équipée de trois transformateurs, ce qui permettra aux 2592 batteries LFP de continuer à fonctionner, mais pour une puissance totale réduite, à hauteur de 350 MW.

Cette défaillance majeure n’est pas sans impact sur le réseau électrique australien. Ce dernier, en effet, est construit sur un territoire immense – l’Australie est un continent à elle toute seule – et il en résulte un réseau peu robuste et des interconnexions quasi inexistantes avec d’autres pays. Et la batterie stationnaire de Waratah, située non loin de Sydney en Nouvelle-Galles du Sud, devait être un maillon clé de la transition énergétique en Australie.

La difficile atteinte d’un équilibre pour le réseau australien

La batterie participait en effet à un vaste plan de remplacement des centrales au charbon australiennes (le Electricity Infrastructure Investment Act), et était destinée à absorber les variations de production des sources d’énergie renouvelables, à stabiliser les prix de l’électricité, ainsi qu’à protéger le réseau vis-à-vis des autres aléas (incendies, orages, …). À ce titre, elle avait été qualifiée de « Giant shock-absorber » (absorbeur de choc géant).

Le remplacement rapide des deux transformateurs accidentés sera difficile, car il s’agit d’un marché très tendu. Les délais de fourniture peuvent dépasser un an. De sorte que les gestionnaires de l’installation n’estiment pas possible un retour à la capacité maximale de la batterie avant 2026. Les autorités, quant à elles, se montrent plutôt rassurantes et n’envisagent pour le moment de modifier le calendrier de la transition énergétique. Dont en particulier l’arrêt programmé de la centrale au charbon d’Eraring (2880 MW), en 2027 – dont la fermeture avait déjà été repoussée.

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Les gigantesques serres des Tomates d’Auïtou, situées à Rosiers-d’Égletons (Corrèze), utilisent désormais l’énergie solaire pour satisfaire une partie de leurs besoins en chaleur. La centrale solaire thermique conçue par le Français Newheat complète le mix énergétique de l’exploitation, composé de récupération de chaleur fatale et de gaz propane.

Le maraîchage sous serre chauffée est en pleine mutation : entre flambée des coûts énergétiques, impératif de souveraineté alimentaire et changement climatique, la chaleur renouvelable devient un sujet stratégique. Avec la mise en service d’une centrale solaire thermique conçue par la start-up bordelaise Newheat, l’exploitation Les Tomates d’Auïtou, l’une des plus grandes serres chauffées de France, devrait réduire sa dépendance au gaz fossile.

Le solaire pour effacer le gaz fossile

La centrale d’une puissance de 5,6 MWc thermiques déploie 7091 m² de capteurs thermiques installés sur des remblais. Elle est associée à un réservoir d’eau de 1500 m³ faisant office de batterie thermique. Selon Newheat, il s’agirait de la plus puissante centrale solaire thermique dédiée à l’agriculture en France. Elle doit produire 5 400 MWh de chaleur utile chaque année, soit 14 % des besoins du site, et éviter le rejet de 28 000 tonnes de CO₂ sur 20 ans.

Pour chauffer les quelque 40 000 plants de tomates, les méga serres utilisent déjà la chaleur fatale de l’incinérateur de déchets ménagers situé à proximité immédiate. Une énergie qui n’était pas valorisée avant l’installation polémique de cette immense exploitation agricole en 2013. Le site utilise également du gaz propane en complément. Avec la nouvelle centrale solaire thermique, l’exploitation doit réduire à 2 % la part du gaz fossile dans ses besoins en énergie thermique.

Le projet, d’un montant de 3,9 millions d’euros, a été subventionné à hauteur de 1,9 million d’euros par l’Ademe, dans le cadre de l’appel à projets « grandes installations solaires thermiques » du Fonds Chaleur.

Des avantages économiques

Au-delà de la réduction d’empreinte carbone, le projet s’inscrit dans une logique de performance agricole. L’exploitation attend une hausse des rendements — historiquement de 40 kg/m² — pouvant atteindre 45 à 50 kg/m² grâce à une gestion thermique plus fine et plus régulière. La chaleur solaire, stockage compris, permettrait de stabiliser les consignes en hiver et en mi-saison pour éviter les chocs thermiques.

L’effacement du propane est aussi un levier économique majeur. Finies les variations du marché international : la chaleur solaire assurerait une visibilité budgétaire importante. Cette maîtrise énergétique renforcerait la compétitivité de la filière française face aux importations. Cette centrale s’intègre dans une démarche plus large de l’exploitation : autonomie totale en eau grâce à la récupération des pluies, 71 % d’autonomie électrique via le photovoltaïque, culture hors-sol et labellisation Zéro Résidu de Pesticides.

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Issue du géant pétrolier Schlumberger (devenu SLB), Celsius Energy a breveté sa technologie de forages inclinés « en étoile » pour limiter l’emprise foncière des projets géothermiques.

Depuis sa création en 2019 par trois intrapreneurs, Celsius Energy, issue du géant pétrolier SLB, mise sur le système PAC géothermique. Sa solution repose sur trois briques : un échangeur géothermique fermé, une pompe à chaleur et un pilotage numérique intelligent. « Notre ambition est de rendre la géoénergie aussi accessible qu’une chaudière à gaz », plaide Joséphine Charpentier, directrice du développement.

Si Celsius Energy a pu industrialiser sa technologie, c’est parce qu’elle s’appuie sur le savoir-faire de SLB, sa maison mère pétrolière. La connaissance du sous sol pour le pétrole ou la géothermie peu profonde est similaire. « Nous avons transféré à la géothermie de surface les compétences de la filière pétrolière : caractérisation du sous-sol, modélisation 3D, gestion de forages complexes et approche industrielle », explique Mme. Charpentier.

Le forage en étoile, innovation de l’entreprise

La principale technologie portée par Celsius Energy réside dans son système breveté de forages inclinés « en étoile ». Concrètement, au lieu d’implanter des sondes verticales espacées tous les dix mètres, l’entreprise fore depuis un point central plusieurs forages inclinés (jusqu’à vingt par installation) qui se déploient en éventail sous terre. Cette disposition permet des échanges thermiques en réduisant les conflits entre les calories injectées dans le sol et celles puisées.

Résultat : l’emprise au sol est réduite à une vingtaine de mètres carrés (soit l’équivalent de deux places de parking) contre plusieurs centaines pour un champ vertical classique. Cette architecture permet d’intervenir même dans des zones denses ou bâties : Celsius peut forer au pied d’un immeuble existant et passer sous ses fondations.

Économique à l’usage mais très coûteux à l’achat

Celsius a développé ses propres logiciels de modélisation et, depuis le rachat d’Auvergne Forage en 2022, maîtrise aussi la réalisation des forages. « Nous avons internalisé tout le cycle – conception, forage et pilotage – pour optimiser le nombre de sondes et donc le coût global », explique sa directrice développement.

Une approche qui réduit de 10 à 15 % les besoins en sondes, c’est ce qui coûte cher, donc le CAPEX (dépenses d’investissement en opposition à l’OPEX, charges d’exploitation) diminue, analyse-t-elle. « Le CAPEX est le principal frein à la géothermie » tellement il est élevé par rapport aux dépenses d’OPEX. C’est pourquoi, en mégawattheures produits, la PAC géothermique est compétitive mais l’investissement initial est colossal, explique-t-elle.

Le client dédommagé si les économies d’énergie promises ne sont pas obtenues

Celsius Energy préfère donc raisonner en mégawattheures produits, garantissant ainsi un coût du mégawattheure compétitif à ses clients. Un contrat-performance lie l’entreprise à son client en « garantissant la performance énergétique de l’installation : si un bâtiment consomme plus que prévu, nous dédommageons le client. À l’inverse, s’il consomme moins, nous partageons les économies réalisées », explique Joséphine Charpentier.

L’entreprise mise aussi sur le couplage entre géothermie et solaire thermique : la chaleur captée sur les toits en été est réinjectée dans le sol pour l’hiver suivant. Le sous-sol devient alors une batterie thermique saisonnière, réduisant encore le nombre de sondes nécessaires. « Nos clients industriels veulent se protéger de la volatilité des prix de l’énergie : la géoénergie devient pour eux un véritable bouclier », conclut la directrice.

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La Chine, avec ses industries surdimensionnées et sa stratégie volontariste, couvre ses déserts, ses plateaux et ses collines agricoles à coup de gigawatts de panneaux solaires.

Dans le nord aride de la Chine, aux portes du désert de Gobi, la monotonie des étendues jaunes cède soudain la place à un quadrillage rectiligne de panneaux solaires. Sur des kilomètres, des rangées de modules sont orientées vers le ciel. Le parc s’étire jusqu’à l’horizon, couvrant les reliefs. Ici, au Ningxia, le champ de panneaux solaires atteint déjà un gigawatt de puissance. Bien plus grand, par exemple, que le parc de Cestas (300 MW), le plus puissant de France.

Le paysage ondulé bleu se répète dans l’Ouest chinois avec un gigantisme encore plus saisissant. Sur le plateau tibétain, dans la province du Qinghai, Pékin a inauguré au cœur de l’été ce que la Chine présente comme le plus vaste champ solaire jamais construit : 610 km² (la superficie de six fois Paris) et une puissance frôlant les GW à trois chiffres. L’altitude, le rayonnement intense et l’immensité des terres disponibles transforment ces régions longtemps périphériques en mers bleues.

En six mois, la Chine a installé plus de panneaux qu’en comptent les États-Unis

Ces deux exemples montrent que la Chine est un pays gigantesque, avec de nombreux habitants et dont la politique solaire est volontariste, sans oublier les nombreuses centrales à charbon qu’elle continue d’exploiter. Elle a atteint en 2025, 1100 GW de capacité solaire installée, c’est trois fois ce que cumulait l’Union européenne toute entière fin 2024. En six mois, le pays a ajouté plus de panneaux que n’en comptent l’ensemble des États-Unis.

Derrière cette marée bleue d’installations se cache quand même une industrie qui, depuis deux décennies, en tirant les prix des panneaux solaires vers l’extrême bas, (les coûts des panneaux ont chuté de plus de 90 %) avec une concurrence interne féroce et du subventionnement acharné du pouvoir, tuent la concurrence étrangère et même ses propres usines.

Car cette domination crée un paradoxe : ses fabricants font face, eux aussi, à des surcapacités colossales et des pertes financières. Dans les provinces industrielles, licenciements et restructurations déferlent tandis que les panneaux continuent de sortir des usines et le rythme des vagues s’accélère.

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Le parti des Verts suisses a lancé une pétition pour rendre obligatoire l’installation de panneaux solaires sur tous les bâtiments adaptés (neufs et existants). Après avoir franchi le seuil de 100 000 signatures, la proposition pourrait être soumise à une votation en 2026.

Les Verts suisses ont annoncé avoir récolté quelque 125 000 signatures, a repéré PV Magazine, pour leur initiative populaire visant à modifier la Constitution suisse afin d’y inscrire l’obligation de solariser certains bâtiments. Cette collecte dépasse désormais le minimum de 100 000 signatures pour déclencher une votation populaire dont devra se saisir la Chancellerie fédérale.

Actuellement, l’obligation de solarisation s’adresse uniquement aux nouvelles constructions de plus de 300 mètres carrés. L’initiative propose d’étendre cette obligation à tous les bâtiments : nouvelles constructions et rénovations importantes, et ce, sur l’ensemble du territoire suisse.

Un canton avait refusé une telle mesure

Si le peuple et les cantons acceptent la proposition, elle entrerait en vigueur un an après la votation pour les bâtiments neufs avec une période de transition de 15 ans pour les bâtiments existants. Certaines exceptions sont prévues : les bâtiments historiques ou les toitures où une installation solaire n’est pas techniquement viable en seraient exemptés.

Le texte entend modifier l’article 89 de la Constitution fédérale. Du côté des promoteurs de l’initiative, cette obligation est présentée comme une réponse à l’urgence climatique et à la nécessité de produire de l’énergie bas carbone. Les détracteurs, eux, craignent que le réseau manque de capacité de stockage pour absorber une telle production solaire et que les propriétaires doivent supporter des coûts importants.

À titre d’exemple suisse récent, le canton de Berne a rejeté une proposition visant à imposer des panneaux photovoltaïques sur tous les bâtiments neufs et existants d’ici à 2040 (à 72 % de non) mais a présenté un contre-projet : obligation uniquement pour les toitures des constructions neuves. Cette version s’adressant au neuf a été approuvée à 67 %.

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Le nouveau nucléaire, c’est une myriade de nouveaux concepts. Certains tiendront dans le temps, et d’autres non. Aussi, quand une coopérative énergétique spécialisée dans le nucléaire montre son intérêt pour le concept d’une startup du nucléaire, c’est forcément une bonne nouvelle pour cette dernière.

Hexana développe un réacteur modulaire (SMR) de quatrième génération, de 400 MW thermiques, basé sur la technologie des réacteurs à neutrons rapides à caloporteur sodium. Il s’agit de la technologie qui a été développée pendant plusieurs décennies au Commissariat à l’énergie atomique et aux énergies alternatives (CEA), mise en œuvre dans les réacteurs Phénix et Superphénix et qui devait trouver son prolongement dans le projet ASTRID, avant l’arrêt de ce dernier.

Le concept ne se limite pas à la production d’électricité. Le réacteur d’Hexana vise également à produire de la chaleur à haute température, jusqu’à 500°C, pour décarboner les applications industrielles qui en ont besoin. Une cogénération nucléaire, en somme. De façon à lisser les appels de charge, le réacteur est doté de réservoirs destinés à stocker la chaleur, et à découpler la production du cœur nucléaire de la variation des besoins, qu’ils soient thermiques ou électriques.

Une manifestation d’intérêt bienvenue

La startup vient de recevoir une manifestation d’intérêt de la part d’Atoomcoöperatie, située dans les Pays-Bas. Cette société, qui se décrit comme la première coopérative d’énergie nucléaire citoyenne, envisage un partenariat avec Hexana de façon à défendre l’énergie nucléaire en tant que proposition propre et résiliente pour décarboner le mix énergétique des Pays-Bas. Une bonne nouvelle, donc, comme l’indique Sylvain Nizou, président d’Hexana : « L’expertise et la connaissance approfondie du paysage énergétique néerlandais dont dispose Atoomcoöperatie seront déterminantes pour accélérer notre déploiement aux Pays-Bas. »

La coopérative se destine à investir dans de nouvelles centrales nucléaires, en particulier dans des SMR, et en particulier avec une implication citoyenne que permet son statut de coopérative. Rappelons qu’en décembre 2021, le nouveau gouvernement des Pays-Bas a donné au nucléaire une place de choix : il prévoit en particulier la construction de deux nouveaux réacteurs de 1000 à 1650 MWe, ainsi que le déploiement possible de SMR.

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Dans son World Energy Outlook 2025, publié le 12 novembre, l’Agence internationale de l’énergie (AIE) prédit une forte hausse de la demande mondiale d’énergie au cours des prochaines décennies ainsi qu’une demande soutenue en pétrole et en gaz jusqu’en 2050. Elle est ciblée pour céder au trumpisme ambiant en prévoyant, dans un des scénarios, une demande en pétrole encore croissante pour 25 ans.

Ce rapport n’a rien à voir avec les précédents. Après avoir affirmé en 2023 que le pic des énergies fossiles était imminent, l’agence introduit cette année un scénario de prolongation de leur usage.

Ce changement de prévision a immédiatement suscité une levée de boucliers, accusant l’agence de céder au trumpisme ambiant. Certains y voient le signe d’une soumission alors que Washington a récemment reproché à l’agence de décourager les investissements fossiles. Dans une tribune publiée sur Connaissance des Énergies, l’économiste Christian de Perthuis dénonce « un scénario de triomphe de l’Amérique trumpienne ».

Et de poursuivre : « un tel réalignement des perspectives de l’AIE est assez troublant. Il semble peu réaliste d’imaginer un futur énergétique à 25 ans autant impacté par les décisions prises ces dix derniers mois par l’administration trumpienne ».

Le paradoxe: les ENR se développent mais les fossiles ne diminuent pas

L’AIE insiste, sinon, sur la nécessité d’investir massivement dans les réseaux électriques, le stockage et les infrastructures de transport d’énergie pour accompagner la croissance des énergies renouvelables. Elle rappelle que, dans l’Union européenne, les prix moyens de l’énergie demeurent plus de 20 % supérieurs à ceux de la décennie précédente, et que la volatilité du marché pourrait ralentir les efforts d’électrification.

Il y a, dans ce rapport, un paradoxe que l’AIE relève : jamais les investissements dans les énergies décarbonées n’ont été aussi élevés, comme la dépendance au pétrole, au gaz et au charbon n’a paru aussi difficile à se sevrer.

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Comme dans l’industrie photovoltaïque, la filière des batteries en Chine risque aussi actuellement une situation de surcapacité. Pourtant, paradoxalement, un segment précis subit une pénurie : les cellules de 100 Ah, composants essentiels des installations résidentielles.

Selon le média PV Magazine Energy Storage, les carnets de commandes des fabricants chinois sont désormais remplis jusqu’en février 2026 pour les cellules de 100 Ah. Alors que leurs usines tournent à plein régime, ces fabricants peinent à suivre la cadence. En effet, la demande a fortement augmenté par rapport à l’année précédente, avec des livraisons ayant atteint 21,64 gigawattheures (GWh) pour les petites cellules au premier semestre, soit une hausse de 70 % sur un an.

Une tendance dans laquelle l’Europe continue de jouer un rôle majeur, puisqu’elle représente le plus grand marché mondial de batteries domestiques. Sur le continent, les nouvelles capacités de stockage installées ont atteint 12 GWh, en progression de 210 % par rapport à l’an dernier, principalement grâce aux installations résidentielles.

Le déséquilibre actuel entraîne inévitablement une flambée des prix. Celui-ci est passé de 0,33 RMB/Wh (environ 4 centimes d’euros) en début d’année à plus de 0,40 RMB/Wh (4,9 cts euros). Les commandes prioritaires atteignent même 0,45 RMB/Wh (5,5 cts euros).

Les fabricants privilégient les batteries géantes

Tout cela se déroule dans un contexte d’expansion massive des usines. CATL, par exemple, vient de mettre en service une nouvelle ligne de 30 GWh à Luoyang et prévoit un projet de 80 GWh à Xiamen. De son côté, BYD étend également ses lignes de production. Cependant, ces expansions ne profiteront visiblement pas au segment des petites cellules de 100 Ah, pourtant en forte pénurie. En réalité, les investissements des grands fabricants se concentrent majoritairement sur les cellules grand format de 300 Ah et plus, qui dominent le marché du stockage industriel.

Ces cellules de grande capacité offrent une densité énergétique supérieure et des coûts de production plus faibles, représentant ainsi un meilleur retour sur investissement pour les fabricants. Ces nouvelles lignes de production chinoises ciblent principalement des projets de stockage à grande échelle, comme ceux liés aux centrales solaires et éoliennes, ainsi que le marché émergent de la flexibilité des réseaux électriques.

En revanche, le segment résidentiel, utilisant des cellules de plus petite capacité, reste moins attractif, avec des volumes dispersés, des marges plus faibles et une rentabilité moindre. Une situation qui illustre bien la tension sur le marché des petites cellules est l’échec de l’appel d’offres de 7 248 mégawattheures (MWh) lancé par China Electrical Equipment Group. Celui-ci n’a pas abouti pour les packs de 50 Ah et 100 Ah.

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Certains affirment que la fusion nucléaire est une promesse qui nous est faite depuis plus de soixante-dix ans, mais que l’on ne voit rien venir. Ce n’est pas complètement faux, mais ce n’est pas vrai non plus. Pour preuve, cette course aux records entre les différents acteurs. Un véritable marathon, qui s’étale sur des décennies. Et qui ne se perçoit qu’avec un peu de recul

Tore Supra est un tokamak situé sur le site du centre de recherche nucléaire CEA de Cadarache dans les Bouches-du-Rhône. Il est destiné à produire des réactions de fusion dans une enceinte en forme de tore, et le plasma y est maintenu selon le principe du confinement magnétique. Il démarre en 1988.

Le 16 décembre 2003, Tore Supra établit un record : celui de la durée de fonctionnement en continu pour un tokamak. Le plasma y est maintenu pendant 6 minutes et 30 s. Un record qui restera longtemps imbattu.

Mais c’était sans compter sur la compétition internationale. Et notamment celle qui nous vient d’Asie, et d’une nouvelle superpuissance : la Chine. Cette dernière mène de longue date un programme dédié au développement de la fusion nucléaire. À ce titre, elle participe par exemple au programme ITER, le réacteur international en cours de construction à Cadarache.

La Chine pulvérise un record de près de vingt ans

Sa participation à ITER n’a pas empêché la Chine de construire un autre tokamak sur son territoire. Le réacteur EAST (Experimental Advanced Superconducting Tokamak) est en effet mis en service en 2006. Et ce qui devait arriver arriva : en décembre 2021, il pulvérise le record de Tore Supra, avec un plasma de 70 millions de degrés maintenu pendant plus de 17 minutes (1056 secondes).

Mais ce record ne tiendra pas longtemps. Entre temps, un vaste programme de réaménagement est mis en œuvre sur Tore Supra, qui sera alors rebaptisé WEST (W Environment in Steady-State Tokamak). WEST redémarre en 2016. Et, le 19 février 2025, il reprend la tête : un plasma de 50 millions de degrés maintenu pendant plus de 22 minutes (1337 secondes).

Une course effrénée ? Seulement si l’on est patient et que l’on est prêt à suivre cette course qui se mène à un rythme de tortue. Elle n’en reste pas moins une course bel et bien réelle, et l’on ne peut qu’attendre avec une impatience l’annonce des prochains records – dans quelques temps.

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Après le blackout du 28 avril 2025 sur la péninsule ibérique, le gouvernement espagnol débloque 840 millions d’euros dédiés à des projets de stockage et adopte un « décret de résilience » pour le réseau.

Le lundi 28 avril 2025 à 12 h 33, les réseaux électriques de l’Espagne et du Portugal se sont effondrés : la péninsule ibérique s’est retrouvée totalement coupée du réseau européen. L’Europe a connu son pire blackout depuis plus de vingt ans. En l’espace de quelques secondes, une perte d’environ 2 000 à 15 000 mégawatts (MW) de production a déclenché une montée en tension et une cascade de déconnexions automatiques qui ont conduit à la désynchronisation du réseau espagnol et européen.

En réponse, le ministère de la Transition écologique espagnol annonce un soutien ciblé de 840 millions d’euros issu du fond européen FEDER alloué au capex de 143 projets de stockage pour 2,4 GW et 8,9 GWh. Plus de la moitié des projets (81 sur 143) seront hybridés (stockage + énergies renouvelables), 42 seront des systèmes de batteries autonomes (BESS), 17 des stocks thermiques et 3 des installations de pompage-turbinage.

Faciliter le stockage et le financer, la stratégie espagnole

Si le soutien est passé de 700 millions à 840 millions, c’est parce qu’il y a eu énormément de dossiers déposés. Les régions les plus attractives sont l’Andalousie (39 projets), la Catalogne (17) et Valence (14). Les projets devront sortir de terre sous 36 mois maximum ou avant fin 2029.

Avec ce soutien ciblé au stockage, Madrid a parallèlement approuvé un décret royal consacré à la résilience du réseau. Il contient des mesures pour faciliter l’association du stockage au réseau, donne la priorité aux systèmes hybrides et confie à l’opérateur du réseau de transport d’électricité (Red Eléctrica de España) la tâche de proposer des modifications réglementaires relatives aux oscillations de puissance, aux vitesses de variation de tension et aux limitations techniques ne favorisant pas le stockage.

L’origine de ce plan et de ce soutien vient directement des conclusions de l’étude publiée par ENTSO‑E : le black-out n’a pas été provoqué par une surproduction d’énergies renouvelables, contrairement à ce que disent leurs détracteurs, mais à une instabilité en tension.

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Aux Pays‑Bas, le projet H2 Hollandia installe un électrolyseur de 5 MW et s’intègre au sein d’un parc photovoltaïque de 115 MW afin de transformer 50 % de l’électricité excédentaire en hydrogène vert. Résultat : 50 % des pertes de production solaire absorbées.

Le parc solaire Vloeivelden Hollandia, mis en service en 2021 dans la province du Drenthe (nord-est des Pays-Bas), dispose d’une capacité installée de 115 MW. Son problème est que sa capacité de raccordement au réseau électrique est limitée à 70 MVA et cela crée un écrêtement inéluctable : lorsque la production solaire dépasse ce seuil, l’énergie ne peut pas être vendue et est donc perdue. Comme le rapporte PV magazine, pour remédier à ce gâchis d’électricité verte, les développeurs du projet H2 Hollandia — principalement les entreprises néerlandaises Novar et Avitec — ont décidé d’ajouter un électrolyseur de 5 MW capable de convertir l’électricité solaire directement en hydrogène vert, à hauteur d’environ 300 000 kg par an.

L’électrolyseur n’est pas impacté par l’intermittence du solaire

La différence de taille entre la centrale solaire et l’électrolyseur (respectivement 115 MW contre 5 MW) garantit que l’électrolyseur puisse fonctionner à pleine capacité chaque jour en utilisant la bande inférieure de la production solaire.

L’initiative est permise à plus grande échelle aux Pays-Bas. En août dernier, le pays a octroyé 700 millions d’euros à 11 projets d’hydrogène à grande échelle pour une capacité d’électrolyse cumulée d’environ 600 MW. Le choix de colocaliser production solaire et électrolyse est intéressant : les coûts de raccordement sont onéreux et disposer de sources renouvelables sur site est un atout dans un contexte de volatilité des coûts de l’électricité.

L’hydrogène produit par H2 Hollandia sera vendu en totalité à un acheteur local (inconnu à ce jour) et transporté à l’aide de remorques à cylindres haute pression.

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Alors que les députés ont rétabli en commission des finances la TVA à 5,5 % sur l’abonnement d’électricité, les experts s’écharpent sur la manière de baisser les taxes sur l’électricité pour obtenir le meilleur signal.

En 2025, la part des taxes dans la facture d’électricité a de nouveau grimpé. Depuis le 1ᵉʳ août, la TVA sur l’abonnement est passée du taux réduit de 5,5 % au taux normal de 20 %, aligné sur celui appliqué à la consommation et à l’accise. Ce changement, justifié par une mise en conformité européenne, a rapporté près de 1,5 milliard d’euros supplémentaires à l’État.

Mais la taxe la plus déterminante reste l’accise sur l’électricité, héritière de la CSPE et de la TICFE. Contrairement à la TVA, qui s’applique sur la valeur monétaire d’un bien ou service (les euros dépensés), l’accise frappe directement la quantité d’énergie consommée, exprimée en mégawattheures (MWh). Autrement dit, elle contient une composante volume dont le prix dépend de l’horaire de la consommation.

En 2025, cette accise a connu une remontée spectaculaire : de 21 €/MWh pendant la période de gel du bouclier tarifaire, elle est passée à 33,70 €/MWh en février avant d’être ramenée à 29,98 €/MWh à l’été. Pour les entreprises, les montants oscillent entre 22,50 et 26,20 €/MWh selon la puissance souscrite. Ce retour à la normale contient toutefois une incohérence : alors que la France incite à l’électrification des usages (véhicules, chauffage, industrie…) elle continue de taxer lourdement l’électricité, pourtant considérée comme le vecteur de l’énergie décarbonée.

Accise vs TVA : volume vs prix

Dans son billet publié dans Marianne, Maxence Cordiez estime qu’une baisse de l’accise serait plus pertinente qu’un ajustement de la TVA. Il rappelle que modifier la TVA reste un levier budgétairement risqué : son champ d’application est large, son rendement colossal. Une réduction même minime coûterait des milliards. L’accise, plus ciblée, offre une marge d’ajustement rapide et porte sur l’énergie consommée.

La comparaison avec le gaz naturel renforce cet argument. Son accise, appelée TICGN, s’élève à 16,37 €/MWh depuis janvier 2024, soit presque deux fois moins que celle sur l’électricité. Et la TVA y est identique : 20 % sur la consommation et sur l’abonnement. Résultat : pour un ménage moyen, la fiscalité pèse autour de 20 % sur le gaz, contre près de 25 % sur l’électricité.

La partie accise de l’électricité tend à réduire l’écart entre heures pleines et creuses puisque le MWh est taxé, pas son prix. Réduire l’accise et non la TVA permettrait, selon le billet publié dans Marianne, de ne pas annihiler la réforme des heures pleine/creuse prévue dans le TURPE 7 et entrée en vigueur le 1ᵉʳ novembre.

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Le fabricant chinois Fairland lance une pompe à chaleur résidentielle présentée comme dopée à l’intelligence artificielle et dont le coefficient de performance (COP) atteindrait 7, là où la plupart des concurrents oscillent entre 3 et 5.

La nouvelle pompe à chaleur (PAC) air/eau lancée par le Chinois Fairland, nommée R290 ATW, est proposée en trois capacités nominales : 11 kW, 13 kW et 16 kW. Le plus petit modèle couvre une plage de chauffage allant de 3,75 kW à 13,45 kW avec un COP variant de 4,11 à 7,00 pour des conditions de température extérieure entre 7 et +35 °C. Les versions 13 kW et 16 kW affichent respectivement des plages 4,05-15,10 kW (COP 4,09-6,57) et 6,05-20,64 kW (COP 4,05-6,45).

Un COP impressionnant

C’est un COP jamais vu, 40 % supérieur à la moyenne des PAC selon l’entreprise chinoise. Il correspond à un rendement très élevé, car, s’il est réellement atteint, la PAC produit 7 unités de chaleur pour une unité d’électricité consommée. Son utilisation promet donc d’être extrêmement économique. D’après une récente étude de l’Ademe, seules les PAC géothermiques atteindraient des COP de 7.

L’innovation ne tient pas uniquement au coefficient de performance. La pompe à chaleur utilise le fluide frigorigène R290 (propane), un choix qui séduit pour son faible impact environnemental. Son potentiel de réchauffement climatique se situe autour de 3, contre 650 pour le R32, gaz actuellement très répandu.

L’intelligence artificielle pour optimiser les performances ?

Autre atout de la PAC selon la marque : l’IA intégrée, un argument très en vogue ces temps-ci. Fairland indique que la « technologie AI Inverter » permet un contrôle précis du fonctionnement pour optimiser l’usage du fluide R290 et permettre à chaque composant de fonctionner en harmonie pour maximiser la performance. Par ailleurs, un système de refroidissement liquide interne permettrait de recycler presque toute la chaleur émise par la carte de commande, réduisant ainsi le gaspillage énergétique et prolongeant la durée de vie des composants.

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Selon une étude d’E-CUBE Strategy Consultants pour la Société française d’énergie nucléaire (SFEN), les petits réacteurs modulaires (SMR) et avancés (AMR) pourraient fournir plus de 100 térawattheures de chaleur décarbonée en France d’ici 2050.

Dans une étude menée par le cabinet de conseil E-cube pour la SFEN, le potentiel de production de chaleur des mini réacteurs nucléaires SMR/AMR est estimé à plus de 100 térawattheures thermiques (TWh_th) dont 70 TWh_th/an pour l’industrie et jusqu’à 33 TWh_th/an pour les réseaux de chaleur urbains. Ce marché cible une soixantaine de clusters industriels, essentiellement dans le nord et l’est, là où les besoins thermiques dépassent 160 GWh_th/an qui est le seuil de rentabilité pour un module de 20 MW_th.

Pour y voir plus clair, nous avons interviewé Philippe Abiven, associé d’E-CUBE Strategy Consultants. Selon lui, « les projets soutenus par France 2030 couvrent l’intégralité du spectre SMR-AMR : du petit réacteur de 20 MW_th à plus de 1000 MW_th aux modèles de 110 °C pouvant atteindre 800 °C ». Ces gammes permettent d’adresser la plupart des procédés français, dont 50 % nécessitent une chaleur inférieure à 250 °C, notamment dans l’agroalimentaire, le papier ou la chimie. « La vapeur issue des SMR peut couvrir une grande part des besoins actuels. Même pour des procédés à plus haute température, le nucléaire peut assurer la phase de préchauffage », complète-t-il.

Des conceptions qui évoluent

Les projets soutenus par France 2030 reflètent cette diversité en puissance et température : Calogena (30 MW_th, 110 °C) cible les réseaux de chaleur, Jimmy (10 à 20 MW_th, 500 °C) les procédés industriels tandis que Naarea, Hexana ou Blue Capsule développent des réacteurs à sels fondus ou à neutrons rapides capables d’atteindre les 600 à 750 °C. Ces designs restent en évolution et « c’est bien normal », souligne Philippe Abiven : « certains composants déjà qualifiés peuvent venir remplacer des éléments du design actuel pour apporter une meilleure valeur économique ou simplement fabriquer plus vite le réacteur. »

L’étude souligne également que 140 TWh_th, soit 80 % de la chaleur industrielle française, sont techniquement adressables par au moins une technologie nucléaire modulaire. Mais la part réellement exploitable dépendra de la compétitivité et du calendrier de déploiement.

Si peu d’acteurs publient leurs chiffres, certains visent un coût de 40 à 60 €/MWh_th pour la chaleur. À titre indicatif, si un réacteur de grande capacité pour lequel le LCOE (coût actualisé de l’énergie) cible est aux alentours de 100 €/MWh électriques, un SMR cogénéré pourrait valoriser sa chaleur à environ 33 €/MWh_th (rendement d’un tiers pour la conversion).

Les premiers démonstrateurs attendus dans une dizaine d’années

La maturité industrielle reste, en revanche, inégale. Certaines jeunes entreprises ont sécurisé leur chaîne d’approvisionnement et leurs permis de construction alors que d’autres sont encore à la recherche de partenaires ou de financements.

Les premiers démonstrateurs français ne sont pas attendus avant 2030-2040 alors que nombre d’industriels s’engagent déjà dans des conversions à l’électricité, au biogaz ou à la biomasse. « Certains calendriers de décarbonation sont retardés, observe Philippe Abiven. Mais même si les industriels visent des objectifs à court terme, il y aura une deuxième phase où les SMR trouveront leur place. » Notamment, l’inclusion de nouveaux procédés industriels comme la conversion finale d’une aciérie à l’hydrogène produit localement (que ce soit avec la chaleur nécessitée par l’électrolyse haute température ou l’électricité d’un électrolyseur) et aux fours à arc électrique alimentés par les S/AMR.

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Le Maroc veut officiellement tourner la page du charbon. Mais malgré cette volonté, le pays pourrait difficilement y parvenir seul. Pour atteindre cet objectif, il devra s’appuyer sur un solide soutien financier international.

Le charbon reste aujourd’hui la principale source d’électricité du Maroc, même si sa part recule progressivement. Entre 2022 et 2024, sa contribution au mix électrique est passée de 70 % à 59 %, au profit des énergies renouvelables, dont la part ne cesse de croître. En octobre dernier, soit quelques semaines avant la COP30, le royaume a annoncé son intention de sortir progressivement du charbon d’ici 2040. C’est la première fois que le pays s’engage sur une date butoir en la matière.

Une sortie conditionnelle du charbon

Dans sa NDC 3.0, son nouveau plan d’action climatique récemment soumis aux Nations Unies, le Maroc précise que cette sortie se fera « sous réserve d’un soutien international ». Une condition compréhensible, car la transition nécessitera d’importants investissements, tant pour le démantèlement ou la reconversion des centrales existantes que pour la réhabilitation environnementale des sites. L’enjeu est aussi social, puisque des milliers d’emplois dépendent encore de la filière charbon. Le pays devra donc accompagner cette mutation par la création de nouvelles activités et des programmes de reconversion adaptés.

Un autre grand défi sera de garantir la sécurité d’approvisionnement électrique et le développement des renouvelables. Le Maroc vise à tripler sa capacité de production verte pour atteindre 15 GW d’ici 2030. Cela nécessitera la modernisation du réseau et l’ajout de capacités de stockage, efforts déjà prévus dans le nouveau plan climatique marocain.

Une alliance pour l’abandon du charbon

Mais le pays se montre résolument engagé même sans aide. Même en l’absence de financements extérieurs, il affirme vouloir maintenir le cap d’une sortie du charbon dans les années 2040. Rappelons qu’il avait déjà renoncé, lors de la COP26 en 2021, à tout nouveau projet de centrale à charbon.

Dans tous les cas, l’intégration récente du royaume dans la Powering past coal alliance (PPCA), ou « Alliance pour l’abandon du charbon » en français, jouera en sa faveur. Cette alliance regroupant plus d’une centaine de gouvernements, d’entreprises et d’organismes l’accompagnera dans l’élaboration de ses stratégies de diversification énergétique. Elle lui permettra également de bénéficier du retour d’expérience d’autres membres déjà engagés dans des transitions similaires.

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Si la gestion des batteries en fin de vie pourrait être considérée comme une contrainte, deux startups françaises ont décidé d’en faire une force pour dynamiser la filière européenne de production de batteries chimiques. Au cœur de cette ambition : le recyclage des batteries de type sodium-ion. 

Voilà maintenant huit ans que Tiamat travaille d’arrache-pied pour développer et industrialiser la technologie des batteries sodium-ion. Spin-off du CNRS, la startup française y voit un potentiel énorme grâce à une composition sans lithium ni cobalt, ainsi qu’une grande stabilité chimique et thermique.

Tiamat a franchi des étapes importantes du développement, et a même lancé un produit grand public équipé de sa technologie, à savoir une visseuse portative commercialisée chez Leroy Merlin. Actuellement, l’entreprise construit son usine de production à Amiens, qui devrait produire environ 1 million de batteries dès 2027, et atteindre les 5 GWh de production de batteries par an à long terme.

Pour autant, l’entreprise ne compte pas s’arrêter à la simple production de batteries et veut construire un véritable écosystème circulaire, permettant le recyclage de ses propres batteries pour en produire de nouvelles. Pour y parvenir, Tiamat s’est associé à une autre startup française qui a le vent en poupe : Mecaware.

Procédé NaCRe : objectif circularité

La startup Mecaware a pour vocation de récupérer des matériaux stratégiques grâce au recyclage de batteries. L’entreprise a notamment développé une technologie brevetée qui permet l’extraction de métaux comme le lithium, le cobalt ou le manganèse en circuit fermé, sans produit d’effluents polluants et sans apport énergétique particulier.

Les deux entreprises françaises ont donc décidé d’unir leurs forces autour d’un projet intitulé « Procédé NaCRe ». Ce projet vise à développer un procédé de recyclage adapté aux batteries sodium-ion. Prometteur, il a notamment été retenu pour un appel à projets FEDER (Fonds européen de développement régional) Hauts-de-France.

Les deux entreprises espèrent mettre en service un démonstrateur dès septembre 2026, et finaliser les études technico-économiques d’ici aout 2027. Si tout va bien, un projet pilote pourrait être construit à l’horizon 2030, avec une capacité de production de 17 tonnes de matériaux par an. À terme, le procédé NaCRe devrait intégrer l’usine Tiamat d’Amiens pour produire de nouvelles batteries à partir de sodium recyclé.

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