Au lieu de filer 250 milliards au privé (sans contrepartie et sans contrôle) je propose de les applaudir (mais pas trop) et de filer ces 250 milliards à l'éducation, la justice, la santé publique, les pompiers, la recherche, le planning familial, la sécu et l'assurance chômage.
Votez pour moi.
Je suis nul en économie, en politique et j'ai pas fait l'ENA, mais je suis sûr qu'avec ça je suis un meilleur français que l'autre roquet arrogant.
(Je suis en vacances et je m'énerve, c'est complètement con.) (Permalink)
Nouvelle règle européenne : Pour les entreprises, tout chabot IA doit être signalé comme tel, et tout texte ou image généré par IA doit également être signalé.
Avec des amendes importantes en cas de manquement.
Ça risque d'être compliqué à appliquer dans la pratique, mais c'est au moins un pas dans le bon sens.
Et puis non seulement ça va faire chier les enterprises qui utilisent de l'IA (coucou les connards de chez Reworld), mais ça va aussi faire chier les entreprises qui vendent de l'IA. (Permalink)
La France vient de lancer le plus grand appel d’offres éolien en mer de son histoire. Mais en renchérissant le prix final de l’électricité, cette politique risque de freiner l’électrification qu’elle est censée permettre. Anatomie d’une mécanique infernale.
AO10. C’est le nom du plus grand appel d’offres éolien en mer jamais lancé par la France : environ 10 GW, pour moitié posé, pour moitié flottant. Les chiffres impressionnent : 47,8 TWh produits par an, soit 10,6 % de la consommation électrique française actuelle, et un soutien public allant jusqu’à… 63 milliards d’euros. Tel est le plafond des aides d’État autorisé par la Commission européenne pour ce projet, montant qui dépend des prix de marché sur vingt-cinq ans. Qu’il soit atteint ou non, il mesure le risque que la collectivité accepte de porter et appelle une première question : si l’éolien en mer doit nous donner une électricité abondante et compétitive, pourquoi faut-il lui garantir autant d’argent public pendant un quart de siècle ?
L’éolien flottant a déjà fait l’objet d’une première attribution en France. En mai 2024, le consortium belgo-germano-coréen Pennavel a remporté le parc de Bretagne Sud, d’une puissance d’environ 250 MW, avec un tarif de 86,45 €/MWh.
Mais ce chiffre ne représente pas le prix complet de l’électricité une fois livrée au consommateur. Il correspond à la rémunération garantie au producteur pour l’électricité produite par le parc. Sur vingt ans, cela peut représenter près de 2 milliards d’euros de revenus.
Il faut ensuite acheminer cette électricité jusqu’au réseau terrestre. Il faut construire une plateforme en mer, poser des câbles sous-marins, les faire arriver à terre, créer un poste électrique et parfois renforcer le réseau existant. Ces travaux sont réalisés par RTE. Ils ne sont pas compris dans les 86,45 €/MWh : ils sont payés par les consommateurs à travers la partie « réseau » de leur facture d’électricité, appelée TURPE.
Il faut encore ajouter les indemnités versées lorsque le parc est contraint de s’arrêter. Cela peut arriver quand le réseau ne peut plus absorber toute l’électricité produite ou lorsque les prix deviennent négatifs – autrement dit, lorsqu’il y a tellement d’électricité disponible que les producteurs doivent payer pour la vendre. Au-delà de quarante heures à prix négatif, le développeur du parc peut être indemnisé à hauteur de 70 % du tarif prévu. Le consommateur finance donc non seulement la production et le réseau mais aussi l’arrêt de la production. Sans ce mécanisme, aucun modèle d’affaires ne passe pour les développeurs.
RTE donne lui-même un ordre de grandeur plus complet : en moyenne, le coût atteindrait 95 €/MWh pour le posé et 125 €/MWh pour le flottant. L’écart entre les 86,45 € annoncés et les 125 € du coût complet n’a donc pas disparu. Il a simplement été déplacé vers une autre partie de la facture.
Enfin, les 86,45 €/MWh obtenus en Bretagne ne constituent pas un coût démontré, mais un pari sur de futures baisses de prix. L’expérience britannique invite à la prudence. En janvier 2026, deux parcs flottants ont obtenu un tarif de 216 £/MWh, soit environ 250 €/MWh, contre 91 £/MWh pour l’éolien posé. Le même jour, dans la même enchère, le flottant coûtait donc près de deux fois et demie plus cher. Les situations ne sont certes pas identiques, mais le tarif breton suppose des baisses de coûts et une industrialisation qui restent à accomplir.
Le cercle vicieux du prix final
Qui paie les coûts qui ne figurent pas dans le tarif annoncé ? Au bout du compte, toujours le même public, mais sous deux casquettes : le contribuable, à travers le budget de l’État, et le consommateur d’électricité, à travers sa facture.
Un second mécanisme intervient : celui du prix garanti au producteur. Prenons un exemple simple. Si le tarif garanti est de 86 €/MWh et que l’électricité se vend 70 € sur le marché, la collectivité verse les 16 € manquants. Si le prix de marché tombe à 40 €, elle doit en verser 46. À l’inverse, lorsque le prix de marché dépasse le tarif garanti, le producteur restitue la différence. Donc plus les prix de marché sont bas, plus le soutien public augmente.
Or les prix baissent notamment lorsque l’offre d’électricité est abondante et que la demande ne suit pas. C’est précisément la situation française. En 2025, la France a produit 547,5 TWh d’électricité, tandis que sa consommation s’est limitée à 451 TWh, soit près de 5 % de moins qu’en 2014. RTE le reconnaît : pour la prochaine décennie, notre principal problème n’est plus de produire davantage, mais de trouver les usages capables d’absorber cette production.
À cela s’ajoute une règle très simple. Une ligne électrique, un câble sous-marin ou un poste de transformation coûtent presque aussi cher, qu’ils transportent beaucoup ou peu d’électricité. Si le coût du réseau est réparti sur une consommation qui stagne ou diminue, chaque mégawattheure doit en supporter une part plus importante. Le prix final augmente donc, même lorsque l’électricité elle-même est bon marché sur le marché de gros.
Le cercle vicieux apparaît alors. La consommation stagne ; les épisodes de prix très bas ou négatifs deviennent plus fréquents ; les compensations publiques et les indemnités d’arrêt augmentent. Dans le même temps, les coûts du réseau sont répartis sur trop peu de consommation. Le prix payé par le client monte. À ce prix, l’industriel conserve son four à gaz, le ménage reporte l’installation de sa pompe à chaleur et l’électrification ralentit encore.
Voilà la contradiction : nous construisons de nouvelles capacités de production pour électrifier l’économie, mais leur mode de financement risque de renchérir l’électricité livrée et donc de décourager cette électrification. Le prix décisif n’est pas celui que l’on proclame au moment de l’appel d’offres. C’est celui qui figure, à la fin, sur la facture de l’usine ou du ménage.
Trois questions avant les gigawatts
La réponse gouvernementale à la mécanique infernale qui vient d’être décrite s’est traduite par l’adoption, en avril dernier, d’un ambitieux plan d’électrification. Dont acte. Reste que, dans le même temps, n’apparaît nul signe d’une inflexion du prix de l’électricité dans la facture finale, bien au contraire. Or notre histoire récente le montre clairement : la grande électrification française de la deuxième moitié du XXe siècle s’est faite pendant que le prix réel de l’électricité baissait (1950-1980), puis se stabilisait (1980-2008), avec la montée en puissance du parc électronucléaire. Comment croire que la nouvelle électrification pourra se faire dans un contexte de flambée des prix comme celle observée depuis 2021 ?
Comment la Chine met sous pression l’éolien européen
Avant de construire des éoliennes, trois questions s’imposent : quel sera le prix complet de leur électricité, réseau et compensations compris, une fois livrée au consommateur ? Quelle demande viendront-elles servir et à quel prix cette demande existe-t-elle vraiment ? Avec qui nous engageons-nous – il faut, là encore, parler de la Chine – et qui paie si les hypothèses ne se vérifient pas ? Trois questions qui auraient toute leur place dans un débat électoral et qui valent pour toutes les technologies bas-carbone, nucléaire inclus – quand bien même cette technologie n’est, elle, nullement dépendante de la Chine. Une politique souveraine ne consiste pas à annoncer des gigawatts, et encore moins à boucler à la hâte un appel d’offres à quelques semaines d’échéances électorales majeures. Elle commence par savoir ce qu’ils coûteront à ceux qui les paieront.
Kévиɴ@phanto.eurosky.socialposted: "on a une longue route pour atteindre la neutralité carbone, mais avant il est essentiel de débattre pour savoir si on doit se tirer une balle dans le pied"
Quoted post from Charlie Merland@charliemerland.me: S'il y a encore et toujours débat sur le nucléaire en France, c'est uniquement parce que les écologistes s'obstinent à vouloir en sortir, au détriment de la lutte contre le réchauffement climatique. Sans leurs relances permanentes c'est un non-sujet pour tout le monde.
Tristan K.@tristankamin.bsky.socialreplied: Et pour cause, voilà comment a varié, année après année depuis presque vingt ans, le parc électrique français, en fonction des filières de production.
Tristan K.@tristankamin.bsky.socialreplied: Et pour désamorcer le contre-argument « la comparaison est malhonnête dans un pays où on ne développe pas les énergies renouvelables en raison de notre foi dans le tout nucléaire », un rappel sur la décomposition des capacités de production du pays.
Tristan K.@tristankamin.bsky.socialreplied: Je vous en mets une version plus zoomée pour qu'on voie un peu comment se fait l'empilement. Mais immanquablement, tout est dominé par la cadence du photovoltaïque. L'éolien résiduel et l'hydraulique en souffrance ne compensent pas grand chose. On tient à peu près une base à 8 GW, disons.
Tristan K.@tristankamin.bsky.socialreplied: Et voilà l'alternative tout à fait pas intermittente, fiable que certains naïfs et menteurs proposent encore aujourd'hui. On pourra en admirer toute la complémentarité, les forces des uns compensant les lacunes des autres et inversement selon les moments et les besoins.
Tristan K.@tristankamin.bsky.socialreplied: Voilà pour le binôme vétéran du parc nucléaire, qui a longuement porté la décarbonation à lui seul, et auquel on reproche aujourd'hui des trucs pas clairs ou faux. Son intermittence, par exemple.
Tristan K.@tristankamin.bsky.socialposted: J'vais refaire quelques graphiques en radar de la production et de la consommation d'électricité en juillet, mais en faisant des regroupements de sources de production entre elles. C'est une occasion de reparler de foisonnement et/ou de complémentarité ?
Nahel Belgherze@wxnb.bsky.socialposted: Bordeaux, France, has now recorded more days above 40°C in 2026 alone than during the entire 105-year period from 1920 (when observations began) to 2025.
Par des jeux comptables, les enterprises d'IA masquent des dettes colossales.
Attention chérie, ça va se casser la gueule.
PS : je plains ceux qui seront restés chez les GAFAMs pour leur services. Quand ça va tomber, ces services vont fortement se merdifier et voir leurs prix exploser. Vous devriez commencer à élaborer un plan pour en sortir. (Permalink)
"Allaiter en France est un droit mais il y a beaucoup d'entraves à l'allaitement. Des regards de travers, des remarques ou encore des établissements qui reçoivent du public et refusent que des mamans allaitent. Il y a une sexualisation permanente du corps et des seins de la mère. Il est temps de comprendre que leur fonction naturelle est de nourrir et pas d'exciter les hommes", insiste-t-elle. "Ce n'est pas de l'exhibitionnisme mais une réponse au besoin de l'enfant." (Permalink)
Connexion
