Le 20 septembre 2024, l’Agence internationale de l’énergie (AIE) a tiré la sonnette d’alarme sur l’un des défis énergétiques les plus pressants à l’échelle mondiale : la sécurité énergétique de l’Ukraine. Avec des infrastructures lourdement endommagées par des mois de bombardements russes et un hiver rude qui s’annonce, l’urgence est à son comble.

Ukraine : des infrastructures sous pression et un réseau énergétique en ruines

Depuis l’invasion russe en février 2022, l’Ukraine a vu ses infrastructures énergétiques systématiquement ciblées. Selon l’AIE, plus des deux tiers de la capacité de production électrique avant-guerre sont soit détruits, soit sous occupation. La situation s’est encore dégradée à l’été 2024, alors que des attaques intensifiées ont frappé les centrales électriques, les réseaux de transmission et les installations de chauffage urbain. Les effets sont ressentis dans tout le pays, avec des coupures d’électricité régulières et des pénuries qui affectent des secteurs essentiels, y compris les hôpitaux et les écoles.

Ces perturbations se répercutent également sur l’approvisionnement en eau, un bien vital devenu incertain dans certaines zones. La crise pourrait atteindre un pic cet hiver, car le pays fait face à un écart critique entre l'offre et la demande d'électricité. En effet, avec l’arrivée du froid, la demande énergétique grimpe, tandis que la capacité à la satisfaire reste dramatiquement affaiblie.

Energie : dix actions pour une réponse rapide et efficace

Pour éviter le pire cet hiver, l’AIE recommande une série de dix actions urgentes à mettre en œuvre, non seulement pour répondre aux besoins immédiats mais aussi pour renforcer la résilience énergétique de l’Ukraine à long terme.

1. Renforcer la sécurité des infrastructures critiques : Les installations énergétiques ukrainiennes doivent être protégées à la fois physiquement et contre les cyberattaques, un risque croissant.
2. Accélérer les réparations : L’approvisionnement rapide en pièces de rechange et en équipements est crucial pour restaurer les infrastructures endommagées.
3. Décentraliser la production d'énergie : Il est urgent d’investir dans la décentralisation du réseau électrique pour réduire la dépendance à des infrastructures centralisées, particulièrement vulnérables aux attaques.
4. Accroître l'efficacité énergétique : La réduction de la demande par des mesures d’efficacité énergétique pourrait atténuer la pression sur les infrastructures existantes.
5. Augmenter les importations d'électricité : L’interconnexion avec les réseaux électriques européens doit être renforcée pour permettre des importations plus importantes de l’Union européenne, un soutien vital durant les mois d’hiver.

La communauté internationale, en particulier l’Union européenne, joue un rôle essentiel dans cette lutte pour la survie énergétique de l’Ukraine. En 2022, le pays a rejoint la famille de l’AIE en tant que pays associé, consolidant ainsi une coopération sur des priorités communes comme la sécurité énergétique et la reconstruction du système énergétique.

L’aide internationale sera décisive. Comme l’a souligné Fatih Birol, directeur exécutif de l’AIE, « l’hiver à venir sera le plus grand test jamais affronté par le système énergétique ukrainien. Mais les actions recommandées dans ce rapport, si elles sont mises en œuvre rapidement et efficacement, pourraient faire une réelle différence. Elles mettraient l’Ukraine sur la voie d’un avenir énergétique plus solide et plus durable, celui que son peuple mérite. »

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 Mauvaise nouvelle pour les consommateurs français qui sont au gaz : le prix repère de vente du gaz va de nouveau augmenter à partir du 1er octobre 2024, selon la nouvelle grille tarifaire publiée par la Commission de régulation de l'énergie (CRE).

Une augmentation de 5,36% du prix repère du gaz pour octobre 2024

Le prix du gaz pour octobre 2024 en France augmentera de 5,36 % par rapport à celui du septembre, avec un prix repère moyen de 97,04 €/MWh HT et 137,2 €/MWh TTC, selon les chiffres publiés par la Commission de régulation de l'énergie (CRE).

Cette augmentation concerne les contrats de cuisson-eau chaude avec un tarif de 0,13960 €/kWh, et les contrats de chauffage, à 0,11062 €/kWh. Concrètement, selon la CRE, le prix de l'abonnement les contrats cuisson-eau et chauffage devraient rester stables : à 114,30 € par an pour le premier, et 277,43 € par an pour le second.

Vers une crise imminente pour l'Europe

Cette nouvelle hausse d'octobre — qui fait suite à celle de +11,7 % du prix repère du gaz en juillet 2024, et à une période d'accalmie en septembre — pourrait rester minime comparée à celles qui pourraient survenir à partir du 1er janvier 2025. En effet, au mois d'août 2024, l'Ukraine a décidé de ne pas renouveler son contrat de transit du gaz avec la société russe Gazprom, contrat qui alimentait l'Europe et qui avait été maintenu malgré la guerre. Il est donc fort probable que les prix du gaz explosent. Les pays européens, étant largement dépendants de l'approvisionnement russe, n'auront d'autre choix que de se tourner vers d'autres sources d'approvisionnement, notamment les États-Unis avec leur gaz naturel liquéfié (GNL), qui est, bien évidemment, plus onéreux que le gaz russe.

Ainsi, bien que les réserves européennes soient actuellement remplies à 90 % pour l'hiver 2024-2025, les perspectives pour les années suivantes sont peu réjouissantes. Les consommateurs doivent se préparer à voir leur facture grimper au fur et à mesure dans les prochains mois.

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Lors de la 68ᵉ Assemblée générale de l’Agence internationale de l’énergie atomique (AIEA), qui s’est tenue en septembre 2024 à Vienne, l’organisation a réaffirmé le rôle clé du nucléaire dans la transition énergétique mondiale. Celle-ci prévoit que la capacité de production mondiale explosera d'ici à 2050. Des affirmations qui viennent quelque peu contredire le rappel à l'ordre de l'exécutif européen donné à la France au sujet de son plan énergie-climat.

L'AIEA défend le rôle du nucléaire pour l'avenir du monde

Lors de sa 68ᵉ Assemblée générale, l’Agence internationale de l’énergie atomique (AIEA) a réaffirmé le rôle clé du nucléaire dans la transition énergétique mondiale. Selon les données publiées, la capacité mondiale de production nucléaire pourrait atteindre 950 gigawatts d’ici 2050, contre 371 gigawatts en 2023. Autrement dit, elle pourrait multipliée par 2,5 fois d'ici les 25 prochaines années. Le directeur général de l’AIEA, Rafael Grossi, a souligné l’importance de cette énergie pour réduire les émissions de CO₂ tout en assurant une production continue d’électricité. Cette position vient confirmer l'engouement et la place que tient le nucléaire dans les stratégies énergétiques de nombreux pays du globe, notamment la France, pour qui l’atome représente plus de 70 % de sa production électrique et 40% de son mix énergétique. L’AIEA met également en avant les avantages des réacteurs modulaires de petite taille (SMR), qui offrent une flexibilité accrue et des temps de construction réduits. Ces technologies sont perçues comme essentielles pour garantir un approvisionnement énergétique stable et décarboné, alors que la demande mondiale d’énergie continue d’augmenter.

Les projections de la capacité de production nucléaire mondiale, l’AIEA a tenu à souligner les domaines dans lesquels peut s’appliquer l'atome. Celle-ci soutient notamment le programme Atoms4Food, lancé en partenariat avec la FAO (Organisation des Nations Unies pour l’alimentation et l’agriculture). Ce programme vise à utiliser l’énergie nucléaire pour améliorer la sécurité alimentaire mondiale, notamment à travers l’irradiation des aliments et l’amélioration de la gestion des sols (conservation des aliments et élimination des parasites). Une autre initiative essentielle est le programme Rayons d’espoir, lancé en 2022 pour renforcer l’accès aux traitements contre le cancer dans les pays en développement. Ce programme, en collaboration avec l’Organisation mondiale de la santé (OMS), permet d’installer des infrastructures de radiothérapie pour diagnostiquer et traiter les cancers dans des régions moins équipées. Ces deux projets illustrent la polyvalence de l’énergie nucléaire, qui ne se limite pas à la production d’électricité mais offre également des solutions aux défis sanitaires et alimentaires mondiaux.

Un soutien de taille pour la France

Alors que l’AIEA met en avant les avantages du nucléaire, l’Union européenne avait, le 11 septembre 2024, intimé les pays européens à « combler leur retard » dans le développement des énergies renouvelables. Avec 14 % de renouvelables dans son mix énergétique, la France est en effet loin des objectifs fixés par l’UE. Le rappel à l’ordre, formulé dans un rapport de la Commission européenne, pointait spécifiquement la France du fait que celle-ci est le deuxième pays leader de l'Union, derrière l'Allemagne, sous-entendu, selon Bruxelles, qu'elle se doit de montrer l'exemple. Malgré le refus de l’Union européenne de reconnaître l’atome comme faisant partie des sources de production décarbonées, la France maintient son cap. Celle-ci a en effet présenté son plan énergie-climat au mois d’août 2024 à l'exécutif européen avec un objectif de 33 % de renouvelables d’ici 2030, inférieur aux 44 % prévus initialement par la directive européenne de 2018.

La 68ᵉ assemblée générale de l’AIEA, en confirmant l'engouement de ses pays membres (61 sur 178) pour le nucléaire, en insistant sur les différents domaines dans lesquels il pourrait être appliqué, et en affirmant son rôle pour la transition énergétique du monde, vient ainsi apporter un soutien de taille à la France dans son bras de fer avec l’UE.

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Après plus de 140 ans d'histoire énergétique dominée par le charbon, le Royaume-Uni s'apprête à fermer sa dernière centrale à charbon à Ratcliffe-on-Soar, annonçant une ère nouvelle pour les énergies propres. Cette transition vers un pôle technologique sans carbone marque une étape importante pour le pays et un signal fort pour le monde entier.

Un adieu historique au charbon

La dernière centrale à charbon de Ratcliffe-on-Soar, située entre Derby et Nottingham, fermera définitivement ses portes le 30 septembre. Ce geste symbolise la fin d'une époque pour le Royaume-Uni, qui a joué un rôle clé dans l'essor industriel grâce à ce combustible. La clôture des activités à Ratcliffe-on-Soar marque un moment symbolique dans les efforts de Londres pour éliminer complètement le carbone de sa production électrique d'ici 2030 avec des objectifs pour cette année là « très ambitieux » comme le note Jess Ralston de l'Energy and Climate Intelligence Unit dans des propos recueillis par La Tribune.

La centrale de Ratcliffe-on-Soar ne sera pas simplement démantelée, elle se transformera en un hub dédié aux technologies vertes, notamment l'hydrogène vert. Ce projet reflète la volonté du Royaume-Uni de mener par l'exemple dans la lutte contre le changement climatique, visant la neutralité carbone d'ici 2050.

Vers un mix énergétique diversifié

Le Royaume-Uni a réduit sa dépendance au charbon, qui ne représentait plus que 1% de son mix énergétique l'an passé, grâce à une augmentation importante de l'énergie éolienne et nucléaire. Cette transition a été soutenue par des réglementations strictes et un déclin de l'économie manufacturière, rendant le charbon moins attractif économiquement.

Malgré la réduction de l'utilisation du charbon, le gaz naturel joue toujours un rôle important, constituant un tiers de la production d'électricité du pays en 2023. Parallèlement, environ un quart de l'électricité provient désormais de l'énergie éolienne, une preuve de l'engagement britannique envers les énergies renouvelables. Le gouvernement travailliste a même annoncé récemment un plan pour booster l'investissement dans les technologies vertes, telles que les éoliennes flottantes et l'énergie marémotrice.

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The Guardian, dans une étude publiée le 15 septembre 2024 et menée sur la période 2020-2022, dévoile l'écart exorbitant entre les émissions de carbone annoncées par les GAFAM et la pollution réelle de leurs centres de données.

7,62 fois plus d'émissions de CO2 qu'annoncé par les GAFAM

L'étude publiée dans The Guardian, dévoile que les centres de données des GAFAM (Google, Amazon, Meta, Apple, Microsoft) émettent 7,62 fois plus de CO2 que les chiffres officiels avancés par ces entreprises. En effet, une analyse menée entre 2020 et 2022 montre que ces géants de la tech sous-estiment de 662 % leurs émissions réelles. Pour donner une échelle, The Guardian souligne que si les GAFAM étaient un pays, ils se classeraient au 33e rang mondial des plus gros pollueurs, juste après les Philippines.

Selon les chiffres de l'Agence Internationale de l'Énergie (AIE), les centres de données consommeront à eux seuls 2,5 milliards de tonnes de CO2 d’ici 2030, soit 4 fois plus que ce qu'a émis la France en 2022 (623 millions de tonnes de CO2). Cette hausse est principalement due à l'explosion de la demande en calcul informatique, notamment avec le développement des IA.

Le rôle des entreprises pour la neutralité carbone

Les GAFAM se targuent d’une transition énergétique en faveur du renouvelable, mais les faits montrent une réalité bien différente. Comme le démontre l'étude de The Guardian, ces entreprises n'hésitent pas à faire usage des certificats d'énergie renouvelable (CER). Ceux-ci permettent de compenser leurs émissions sans changer fondamentalement leur approvisionnement en énergie. Autrement dit,  de déclarer des énergies vertes, sans les utiliser pour autant. Par conséquent, même si elles affichent des objectifs ambitieux, la réalité est que la majorité de leurs centres de données continue de fonctionner avec des énergies fossiles.

On entend d'ailleurs déjà parler de datacenters, notamment en Irlande, qui consomment plus d'énergie que les habitants autour d'eux. Au vu de l'essor de l'intelligence artificielle, qui, rappelons-le, a des besoins énergétiques dix fois supérieurs à ceux des applications plus traditionnelles, cette problématique n'en est encore qu'à son état embryonnaire. La neutralité carbone se fera ou ne se fera pas ; ce qui est sûr, c'est qu'elle ne pourra en aucune façon être atteinte sans le concours des entreprises.

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Après des semaines de silence, les deux réacteurs nucléaires de Flamanville, Fla 1 et Fla 2, ont marqué leur retour en se reconnectant au réseau électrique national. La nouvelle survient peu après que La Presse de la Manche ait annoncé l'arrêt complet de la production d'électricité de la centrale le mercredi 11 septembre 2024. L'unité de production n° 1 est de nouveau opérationnelle depuis le vendredi 13 septembre, tandis que l'unité n° 2 a suivi le samedi 14 septembre.

Une inspection des réacteurs

Le redémarrage de Fla 1 s'est effectué suite à une inspection réglementaire des réchauffeurs haute pression du circuit secondaire principal. Cette inspection, prévue tous les six ans, a été achevée plus rapidement que prévu, permettant une remise en service anticipée avant la date initialement prévue du 17 septembre. L’unité de production n°1 était déconnectée depuis le 3 septembre.

De son côté, Fla 2 a connu un arrêt prolongé de près de 179 jours, commencé le 23 février 2024 pour une visite partielle. Cette période a permis de réaliser des maintenances importantes et le rechargement d'un tiers du combustible nucléaire. Alors que le redémarrage était initialement attendu pour le 18 juin, il n’a eu lieu que deux mois plus tard.

Un nouvel examen prévu en décembre

La reprise de fonctionnement n’est toutefois que temporaire pour Fla 1, qui prévoit un nouvel arrêt le 7 décembre pour une durée de 115 jours. Ce prochain arrêt permettra un réexamen périodique et un rechargement partiel du combustible, assurant la sécurité et l'efficacité à long terme de l'installation. La planification de ces interruptions est essentielle pour maintenir les normes de sûreté nucléaire exigées au niveau national et international.

La centrale nucléaire de Flamanville dotée d'une capacité de plus de 1 600 mégawatts électriques (MWe), surpasse les capacités des réacteurs N4 récemment construits en France, qui atteignent 1 450 MWe. La centrale, qui devrait fonctionner pendant 60 ans, a retrouvé une activité normale après plusieurs mois d'interruptions et de maintenances essentielles. Ces démarches garantissent non seulement la sûreté des installations mais aussi la continuité de l'approvisionnement énergétique en France.

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Dans la 5e édition de son enquête comportementale auprès des utilisateurs de véhicules électriques ou hybrides de Enedis, publiée en ce mois de septembre 2024, le gestionnaire du réseau électrique français, s'inquiète de la non-utilisation du mode pilotage de la recharge. Celui-ci pourrait amener à une saturation du réseau et provoquer des coupures.

Enedis avertit sur la menace de la recharge non pilotée sur le réseau électrique

Enedis alerte sur un risque majeur pour le réseau électrique national. Seuls 32 % des propriétaires de véhicules électriques pilotent la recharge de leur voiture, selon l’enquête de septembre 2024. Pourtant, cette pratique est essentielle pour éviter des pics de consommation aux heures de pointe. Actuellement, 86 % des utilisateurs rechargent leur véhicule à domicile, généralement entre 18h et 20h, soit au moment où la demande en électricité est la plus élevée sur le réseau national. Cette simultanéité entre les usages domestiques et la recharge des véhicules pourrait entraîner des surcharges sur le réseau.

Enedis prévient que sans une adoption massive du pilotage, des investissements coûteux dans des infrastructures de production seront nécessaires. L'étude explique en effet que « le pilotage de la recharge sera à moyen terme nécessaire pour éviter des investissements dans des moyens de production d’électricité ». Sans son adoption à grande échelle, ces investissements finiraient par peser sur la facture d’électricité de tous les Français.

Une programmation pourtant à portée de main

Selon l’étude d'Enedis, 65 % des propriétaires de véhicules électriques ne pilotent pas leur recharge, et deux propriétaires sur dix ont été correctement informés par l’électricien ayant installé leur infrastructure de recharge à leur domicile. Comme le souligne Enedis, le pilotage de la recharge est pourtant accessible via des applications ou directement sur le véhicule.

Le manque d’information est par conséquent le principal frein à cette pratique. « Seulement 20 % des conducteurs savent comment piloter la recharge de leur véhicule, et 6 % ignorent même que cette option existe », souligne l’étude d’Enedis. Pourtant, recharger pendant les heures creuses permettrait aux utilisateurs de faire des économies importantes. L'association des consommateurs UFC-Que Choisir souligne que le prix du kilowattheure peut descendre à 20,68 centimes d’euros la nuit, contre 25,16 centimes d’euros en journée.

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L'agrivoltaïsme, concept encore jeune mais en plein essor, se présente aujourd'hui comme une solution prometteuse pour répondre aux défis énergétiques auxquels notre société est confrontée. En intégrant la production d'électricité solaire directement sur les terres agricoles, il permet de maximiser l'utilisation de ces espaces tout en offrant des avantages énergétiques indéniables.
Cette technologie hybride, à la croisée de l’agriculture et de l’énergie, trouve un écho de plus en plus large dans les stratégies énergétiques françaises et mondiales.

Maximisation de l’espace : une double fonction essentielle

Qu’est-ce que l’agrivoltaïsme ? L'une des premières forces de l'agrivoltaïsme réside dans son utilisation optimisée des surfaces agricoles. Traditionnellement, la production d'énergie solaire via les panneaux photovoltaïques nécessite d'importantes étendues de terrain, souvent en concurrence directe avec l'agriculture pour l'occupation de l'espace. Avec l'agrivoltaïsme, cette compétition disparaît. L'installation de panneaux solaires sur des cultures ou des prairies permet d’exploiter un même espace pour deux fonctions complémentaires : l’agriculture et la production d’énergie.

En France, où la surface agricole utile reste une ressource précieuse, l’agrivoltaïsme représente une réponse pragmatique. Il évite l'artificialisation des sols tout en participant à la production d'électricité verte, nécessaire pour la transition énergétique du pays. Avec un potentiel en hausse, notamment dans les régions fortement ensoleillées, cette approche permet de soutenir la production agricole tout en contribuant à la montée en puissance des énergies renouvelables.

Une production d’électricité verte en expansion

Sur le plan de la production d'énergie, les performances des installations agrivoltaïques se sont rapidement améliorées au fil des années, même si à ce jour moins performantes que les installations photovoltaïques classiques. Les solutions agrivoltaïques évoluent avec des innovations récentes comme les panneaux bifaciaux proposés par ombrea ou les persiennes solaires. Les panneaux bifaciaux, par exemple, captent la lumière des deux côtés, ce qui permet d'augmenter la production d’électricité même avec un espace limité. Ils sont particulièrement efficaces lorsqu'ils sont installés sur des cultures basses ou dans des configurations où la lumière est réfléchie par le sol.

De plus, grâce à ces avancées technologiques, les panneaux solaires agrivoltaïques sont capables de générer de l’électricité tout au long de l’année, même dans des conditions de faible luminosité. Ce développement contribue à la sécurisation de l’approvisionnement énergétique en France, qui vise une neutralité carbone d’ici à 2050.

L’innovation au service de l’agrivoltaïsme

Les technologies derrière l’agrivoltaïsme ne cessent d’évoluer pour rendre cette approche toujours plus efficace et adaptée aux besoins des agriculteurs. Des systèmes d’ombrières solaires intelligentes permettent, par exemple, de moduler l’ensoleillement selon les besoins des cultures. En automatisant l’inclinaison ou l’ouverture des panneaux en fonction de la météo et des exigences des plantes, ces systèmes optimisent à la fois la production d’électricité et la productivité agricole.

Ce double bénéfice est particulièrement important dans des régions où le climat est instable, avec des épisodes de canicule ou de fortes pluies. Ces innovations proposent un modèle de création et de partage de la valeur, permettant aux agriculteurs d’adopter cette technologie sans avoir à supporter les coûts initiaux d'installation. En effet, de nombreuses entreprises spécialisées dans les énergies renouvelables proposent des partenariats où elles prennent en charge l’investissement, la construction et la maintenance des installations solaires. Les agriculteurs bénéficient d’un versement d’un loyer/indemnités, amélioration du rendement agricole selon le partenariat mis en place.

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La revente de l'iPhone 14 représente non seulement une opportunité financière mais aussi un geste écologique. Voici comment procéder simplement et efficacement.

Comment préparer votre iPhone 14 pour la vente ?

Avant de mettre votre iPhone 14 sur le marché, évaluez son état esthétique et technique pour optimiser la reprise de votre iPhone 14. Un appareil bien entretenu peut se vendre plus cher. Vérifiez l'écran, la batterie, et autres composantes pour s'assurer qu'elles fonctionnent correctement.

Le prix de vente de votre iPhone 14 dépendra de plusieurs facteurs tels que la capacité de stockage et la couleur du modèle. Des caractéristiques telles que un écran intact ou une batterie en bon état peuvent également influencer le prix final.

Où et comment vendre votre iPhone 14 ?

Optez pour une plateforme de vente en ligne reconnue ou des marchés spécialisés dans les produits technologiques d'occasion. Cela vous assure une plus grande visibilité et un processus de vente sécurisé. De plus, ces plateformes offrent souvent des services de support client et des garanties qui protègent à la fois les vendeurs et les acheteurs. Assurez-vous de lire les avis et les retours d'expériences des autres utilisateurs pour choisir le site le plus fiable.

Une fois que vous avez trouvé un acheteur, assurez-vous que toutes les conditions de vente sont clairement définies. Proposez des options de paiement sécurisées et, si possible, arrangez une remise en main propre pour éviter les complications. Il est également conseillé de documenter la transaction par écrit pour avoir une preuve en cas de besoin ultérieur.

Les avantages écologiques et économiques de la revente

En choisissant de revendre votre iPhone 14, vous contribuez directement à l'économie circulaire. Cela permet de réduire les déchets électroniques et d'éviter la production de nouveaux appareils, économisant ainsi des ressources précieuses. Chaque smartphone revendu est un pas de plus vers une planète plus verte.

La revente de votre iPhone ne bénéficie pas seulement à l'environnement, elle est également avantageuse pour votre portefeuille. Vous obtenez un retour financier qui peut être investi dans un nouveau modèle ou utilisé selon vos besoins. Pour l'acheteur, acquérir un iPhone 14 d'occasion représente une économie substantielle comparée à l'achat d'un modèle neuf, tout en bénéficiant d'une technologie de pointe à moindre coût.

Maximisez le retour sur la vente de votre iPhone 14

Pour garantir que vous obteniez le meilleur prix possible pour votre iPhone 14, Certideal effectue une évaluation détaillée de votre appareil. Ils prennent en compte l'état physique, les fonctionnalités opérationnelles, et la capacité de stockage. Assurez-vous que votre appareil est en bon état et que toutes les fonctionnalités sont opérationnelles pour maximiser l'offre.

Certideal simplifie la vente de votre iPhone 14 grâce à une plateforme conviviale. Vous pouvez obtenir une estimation rapidement en ligne, et si elle vous convient, envoyer votre appareil sans frais supplémentaires. Le paiement est effectué rapidement une fois que l'état de l'appareil a été vérifié et approuvé, ce qui rend le processus très pratique pour les vendeurs.

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La filière du gaz naturel liquéfié (GNL) en Europe fait face à une reconfiguration industrielle majeure. Alors que la construction de nouveaux terminaux d’importation s’est accélérée ces dernières années, les tendances de consommation indiquent un retournement de situation qui pourrait laisser une grande partie des infrastructures sous-utilisées.

Surcapacité des terminaux de GNL : un décalage entre infrastructure et demande

L’Europe a vu son parc de terminaux de GNL s’agrandir rapidement depuis 2022, avec une augmentation de 23% de sa capacité d’importation. Parmi les principaux pays ayant contribué à cette hausse, on trouve l’Allemagne, l’Italie, la Turquie et les Pays-Bas. Cependant, le taux d’utilisation de ces infrastructures est en chute libre, atteignant en moyenne 47,2% au premier semestre 2024, contre 62,8% en 2023 en moyenne.

Sur le plan industriel, cette surcapacité pose des questions majeures. Le coût élevé des terminaux, tant en matière de construction que d’exploitation, se justifiait par une demande en forte croissance dans le cadre de la stratégie de diversification des approvisionnements européens après la crise russo-ukrainienne. Cependant, l’effondrement de la consommation de gaz en Europe – notamment en raison de la transition vers des énergies renouvelables – remet en cause la rentabilité à long terme de ces infrastructures.

Le paradoxe de l’investissement dans les infrastructures gazières

Malgré la baisse continue de la demande, de nombreux projets de terminaux sont encore en cours ou à l’étude. Si certains pays, comme la Lituanie ou la Pologne, ont suspendu ou annulé des projets d’expansion, d’autres continuent de planifier de nouvelles infrastructures. À titre d'exemple, des projets en Grèce restent dans une incertitude opérationnelle, tandis que d'autres pays européens investissent toujours dans l'extension de leurs capacités d’importation.

Du point de vue industriel, ces choix révèlent une stratégie contradictoire. D’un côté, la diversification des sources d’énergie pour assurer la sécurité des approvisionnements reste un impératif stratégique pour de nombreux États européens. D’un autre, les prévisions annonçant une baisse de 37% de la demande de GNL d’ici 2030 mettent en lumière le risque croissant de voir une large part des terminaux inutilisée. Cette situation soulève des interrogations sur la viabilité des investissements à long terme et le retour sur capital engagé dans ces infrastructures.

Répercussions sur les chaînes d’approvisionnement et les contrats industriels

Le ralentissement de la demande en GNL en Europe a également un impact direct sur les chaînes d'approvisionnement industrielles, notamment en ce qui concerne les contrats d’importation et d’exploitation des terminaux. Les opérateurs de terminaux, qu'ils soient publics ou privés, se retrouvent face à des engagements financiers importants alors que les volumes importés déclinent. La baisse d’utilisation des terminaux pourrait provoquer une révision des contrats entre les fournisseurs de GNL, les opérateurs de terminaux et les acteurs du marché.

De plus, l'augmentation paradoxale des importations de GNL russe, malgré les sanctions européennes, illustre un autre enjeu industriel. Certains pays, comme la France, ont vu leurs importations de GNL en provenance de Russie augmenter de manière significative, en raison de contrats à long terme qui, bien qu'influencés par des décisions géopolitiques, ne peuvent être facilement renégociés. Ces contrats maintiennent un flux de GNL malgré la baisse globale de la consommation et créent un surplus d’approvisionnement dans un marché déjà saturé.

Risques industriels à long terme : vers des actifs échoués ?

Le risque majeur pour l’industrie du GNL en Europe réside dans le potentiel de création d’actifs échoués, ces infrastructures coûteuses devenant inopérantes ou non rentables faute de demande suffisante. Avec une diminution constante des importations de GNL et une transition vers des énergies alternatives, de nombreux terminaux pourraient ne plus remplir leur fonction initiale d'ici la fin de la décennie. L’industrie du GNL devra s’adapter à ce nouvel environnement en modifiant ses modèles d'affaires pour intégrer la réalité d'une demande réduite et d'une surcapacité structurelle.

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La Commission européenne ne ménage pas ses critiques à l'égard de ses États membres concernant leur retard dans le développement des énergies renouvelables, en particulier pour la France. Cette dernière leur a une nouvelle fois lancé un appel, mercredi 11 septembre 2024, leur demandant de « combler leur retard ».

Le mauvais élève France de nouveau dans le viseur de l'UE

La Commission européenne, dans son rapport du 11 septembre 2024, met une nouvelle fois la France face à ses responsabilités. Malgré une production d'électricité largement dominée par le nucléaire, l'Hexagone est à la traîne en ce qui concerne les énergies renouvelables. Alors que l'Union européenne s'est fixé l'objectif ambitieux de 42,5 % de renouvelables dans son mix énergétique d'ici 2030, la France, elle, peine à atteindre les 23 % de part d'énergies renouvelables dans son mix énergétique, objectif qu'elle s'était fixé en 2009.

Bien loin de cet objectif, les énergies renouvelables représentent à 14 % du mix énergétique français - le pétrole 28%, le gaz 16%, et le charbon 2% -  tandis que le nucléaire en représente 40 % (et plus de 70% de sa production d'électricité). C'est d'ailleurs derrière le nucléaire que la France, sous la houlette d'Emmanuel Macron - après avoir mis à l'arrêt la filière nucléaire pendant cinq ans (2017-2022) - se défend aujourd'hui devant la Commission européenne, arguant que celle-ci est décarbonée. Et c'est sous ce même argument que la France a remis son plan énergie-climat au cours du mois d'août 2024, avec un objectif de 33 % d'énergies renouvelables pour 2030, contre les 44 %  prévus par la directive européenne de 2018. Rien n’y fait pour l'Union européenne qui persiste et signe dans son refus de considérer le nucléaire comme une source de production propre.

Des grandes disparités entre les pays membres

La France n'est en réalité pas le plus mauvais élève de l'Union européenne. D’autres pays peinent à intégrer une part suffisante d’énergies renouvelables dans leur mix énergétique. C'est notamment le cas de la Belgique (13 %), de l'Irlande (12 %), du Luxembourg et de Malte (< 11 %). Mais la France, étant la deuxième économie de la zone euro, la Commission européenne considère que cette position l'oblige à montrer l'exemple.

L’UE a par ailleurs tenu à souligner les efforts de la Suède (66 % d'énergies renouvelables dans son mix énergétique) ou la Finlande (47,9 %). Bruxelles insiste sur l’urgence de la situation. Kadri Simson, commissaire à l’Énergie, a déclaré que « l’Europe a besoin d’une nouvelle impulsion » et que des efforts massifs doivent être déployés pour combler le déficit en énergies renouvelables.

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Alors que la Commission de régulation des prix de l'énergie annonce une réduction de 10% sur les tarifs réglementés de l'électricité dès février, Antoine Autier de l'UFC-Que Choisir tempère les enthousiasmes en rappelant que ces tarifs restent nettement supérieurs à ceux d'il y a deux ans.

Une baisse des tarifs de l'électricité de 10% mais 27% de plus qu’il y a deux ans

Selon Antoine Autier, responsable des études et spécialistes des questions d’énergie à l’UFC Que Choisir, même avec cette baisse prévue pour le début de l'année prochaine, les tarifs réglementés de l'électricité seront toujours plus élevés. « Même si on applique en février prochain une baisse de 10%, ce sera toujours 27% de plus qu'il y a deux ans », a-t-il expliqué ce jeudi 12 septembre sur Franceinfo. La pression continue donc de peser sur les budgets des ménages français. « Il faut contextualiser », a-t-il ajouté, soulignant que le consommateur moyen, notamment ceux chauffés à l'électricité, paie actuellement environ 2 250 euros par an, soit 40% de plus que début 2023.

Le représentant de l'association de consommateur a insisté sur la nécessité de ne pas oublier les augmentations substantielles que les tarifs ont connues récemment, exacerbant l'impact de la hausse globale sur le pouvoir d'achat. Cette augmentation continue pose des défis non seulement pour la gestion du budget domestique mais aussi pour la prévision des dépenses futures.

Un système de calcul contesté

Le mode de calcul des tarifs réglementés est au cœur des critiques formulées par l'UFC Que Choisir. Antoine Autier critique la méthodologie qui accorde plus de 50% de l'influence aux prix des marchés de l'électricité, un système qui, selon lui, ne reflète pas les coûts réels de production en France. « C'est tout à fait anormal », a-t-il affirmé, arguant que les consommateurs devraient bénéficier de tarifs basés principalement sur les coûts de production nationaux, particulièrement ceux du nucléaire d'EDF.

En rappelant que la France bénéficie d'une électricité largement décarbonée et produite à des coûts inférieurs à ceux du marché, le représentant de l'association de consommateur plaide pour une révision des règles de calcul. Il soutient que des ajustements dans la manière dont les tarifs sont fixés pourraient largement réduire les charges énergétiques pour les consommateurs français, en adéquation avec les coûts de production locaux.

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La fiscalité indirecte est un pilier fondamental dans la gestion économique des échanges commerciaux, notamment à l'échelle internationale. Ce type d'impôt, qui se distingue des prélèvements directs appliqués aux revenus ou au patrimoine, s'intègre dans le prix de vente des biens et services, influençant ainsi les transactions commerciales de manière fluide mais significative.

Cette forme de taxation, qui comprend principalement la taxe sur la valeur ajoutée (TVA) et les droits d'accise, revêt une importance particulière dans le contexte du commerce international, où la coordination entre les législations nationales et internationales est essentielle pour assurer un environnement commercial harmonieux. Les entreprises peuvent néanmoins se faire conseiller par des cabinets spécialisés, comme Fiscalead, afin d’optimiser leur impôt et respecter la réglementation.

La TVA : l’exemple même de fiscalité indirecte

L'un des éléments centraux de la fiscalité indirecte est la TVA, un impôt présent dans la plupart des pays développés et utilisé au sein de l'Union européenne (UE) comme un instrument clé pour le financement des États membres. La TVA s'applique à l'achat et à la vente de biens et services, permettant ainsi aux gouvernements de générer des recettes fiscales tout en intégrant ces prélèvements dans les transactions commerciales. Dans le cadre européen, le système commun de TVA a été mis en place pour garantir une transparence des échanges à l'intérieur du marché unique. Ce mécanisme a été conçu pour éviter les disparités entre les différents pays membres et prévenir les distorsions de concurrence, tout en facilitant les échanges transfrontaliers.

Cependant, la gestion de la TVA dans le cadre international présente des défis. Par exemple, au sein de l'UE, les biens circulent librement entre les États membres, mais cette libre circulation s'accompagne de mécanismes complexes visant à éviter la fraude, en particulier dans les transactions intracommunautaires. La Commission européenne a régulièrement mis à jour les règles en matière de TVA, notamment en introduisant des solutions numériques visant à améliorer la collecte de cet impôt et à réduire les écarts de TVA, souvent dus à des fraudes ou des erreurs dans la déclaration des entreprises. En 2021, on estime que près de 61 milliards d'euros de recettes de TVA ont échappé aux États membres, un chiffre qui témoigne de l'ampleur des pertes potentielles dues à la fraude.

Les droits d’accise : des taxes sur des produits bien spécifiques

En plus de la TVA, les droits d’accise constituent un autre pan important de la fiscalité indirecte. Ces taxes, appliquées sur des produits spécifiques comme l’alcool, le tabac et les produits énergétiques, varient d’un pays à l’autre au sein de l’UE, bien qu’elles fassent l’objet d’une harmonisation progressive. La structure des droits d’accise vise à éviter une concurrence déloyale et à limiter les distorsions sur le marché unique. Cependant, la diversité des taux appliqués en fonction des pays peut provoquer des déplacements de marchandises d’un État membre à un autre, motivés par des différences de taxation. Les réformes de la Commission européenne visent à moderniser ce système, notamment en introduisant des mesures de suivi numérique des marchandises soumises à accise, facilitant ainsi leur traçabilité et réduisant le risque de fraude.

Dans le cadre des entreprises, la fiscalité indirecte prend également une place prépondérante. En France, les entreprises sont soumises à plusieurs taxes locales, qui s’ajoutent à la TVA. Parmi elles, la contribution économique territoriale (CET), qui regroupe la cotisation foncière des entreprises (CFE) et la cotisation sur la valeur ajoutée des entreprises (CVAE), constitue une part importante des impôts payés par les sociétés. Ces taxes, calculées respectivement sur la valeur foncière des biens immobiliers et sur la valeur ajoutée créée par l'entreprise, sont dues annuellement et varient en fonction du chiffre d’affaires de l’entreprise. Ce système complexe de taxation reflète la diversité des sources de recettes fiscales qui contribuent au financement des collectivités locales tout en alourdissant parfois la charge fiscale des entreprises opérant à l’échelle internationale.

La fiscalité indirecte : un frein pour le commerce international ?

Outre la fiscalité locale, d'autres taxes spécifiques peuvent s'appliquer aux entreprises en fonction de leur secteur d'activité ou de leur localisation. C'est le cas, par exemple, du versement mobilité, une contribution destinée à financer les transports publics et qui s'applique aux entreprises ayant plus de 11 salariés. De même, des taxes sectorielles comme la taxe sur les véhicules de société, calculée en fonction des émissions de CO₂ des véhicules, viennent alourdir la fiscalité indirecte des entreprises.

Dans le contexte du commerce international, la fiscalité indirecte devient particulièrement complexe lorsque les entreprises opèrent dans plusieurs pays et doivent se conformer aux législations fiscales de chacun d'entre eux. Cela implique non seulement de s'adapter aux régimes de TVA nationaux, mais aussi de gérer les variations dans les droits d’accise et autres taxes spécifiques aux marchandises. Cette complexité, bien que nécessaire pour assurer un financement adéquat des États, peut représenter un obstacle majeur pour les entreprises, en particulier les petites et moyennes entreprises (PME) qui ont des capacités limitées pour gérer la conformité fiscale à l’échelle internationale.

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Le prix du fioul domestique est très bas en ce début du mois de septembre. C’est le moment de remplir votre cuve pour passer l’hiver au chaud, mais surtout pour faire une belle économie !

Le prix du fioul est très bas en ce moment

En ce mois de septembre 2024, le prix du fioul domestique atteint des niveaux historiquement bas. En effet, selon les données récentes, le prix du litre de fioul est passé de 1,37 € en septembre 2023 à 1,14 € en septembre 2024. Ainsi, cette situation inédite offre aux consommateurs une opportunité idéale pour remplir leur cuve en prévision de l'hiver. La principale raison de cette baisse significative du prix du fioul réside dans une faible demande sur le marché mondial. Conséquence : les entreprises de livraison sont débordées par une demande en forte hausse. De fait, cette dynamique engendre une augmentation significative des commandes.

Les tensions géopolitiques et économiques internationales, ainsi que les fluctuations saisonnières de la demande énergétique, influencent également ces prix. En général, les prix de l’énergie baissent pendant les mois plus chauds, avant de remonter à l'approche de l'hiver, lorsque la demande de chauffage augmente. De ce fait, il est recommandé de profiter de cette période de faiblesse des prix pour se prémunir contre une éventuelle hausse dans les semaines à venir.

Les avantages de remplir sa cuve maintenant

L’avantage principal de remplir sa cuve de fioul en septembre réside dans les économies réalisées sur la facture énergétique. En effet, vous pourriez économiser plusieurs centaines d’euros en remplissant votre cuve dès à présent. Cela constitue une opportunité financière non négligeable, surtout pour les ménages à faibles revenus ou pour ceux cherchant à optimiser leurs dépenses énergétiques.

De plus, cette baisse des prix n’est probablement que temporaire. La demande mondiale d’énergie pourrait repartir à la hausse dans les prochaines semaines, ce qui entraînerait une remontée des prix. En anticipant ce moment, les consommateurs peuvent se prémunir contre une hausse soudaine du coût du fioul, en assurant leur approvisionnement à des tarifs avantageux.

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Nestlé Waters vient d’accepter de sortir le chéquier pour régler un litige. L’entreprise, qui détient de nombreuses marques comme Perrier, Vittel ou Contrex, s'évite ainsi un procès pour des forages illégaux à plusieurs endroits.

Nestlé Waters condamné à 2 millions d’euros d’amende

L’entreprise suisse Nestlé Waters échappe aux tribunaux. En effet, il vient de conclure une convention judiciaire d'intérêt public (CJIP) avec le parquet d’Épinal. Cette procédure, qui permet d’éviter un procès, fait suite à deux enquêtes distinctes. D’une part, des forages illégaux. De l’autre, pour tromperie sur les méthodes de traitement de ses eaux minérales, notamment l'utilisation de filtres à charbon actif et d'ultraviolets sans autorisation. En contrepartie du paiement de cette amende, Nestlé Waters évite d’être jugé en audience publique, ce qui aurait pu ternir encore plus sa réputation dans un contexte déjà délicat.

Selon Frédéric Nahon, procureur d’Épinal, cette CJIP est « la plus importante en matière environnementale signée à ce jour en France ». En plus de l’amende de 2 millions d’euros, Nestlé Waters s’engage dans un plan de restauration écologique. En effet, l’entreprise va investir dans la renaturation de cours d'eau locaux. Mais aussi, dans la réparation de zones humides endommagées par ses activités dans les Vosges. Le tout, avec une supervision de l’Office français de la biodiversité pendant deux ans. De fait, cet effort inclut un investissement de 1,1 million d’euros. Par ailleurs, l’entreprise va devoir indemniser les associations de défense de l’environnement. Montant total : 516 800 euros.

Des enjeux environnementaux

Ces deux enquêtes préliminaires révèlent que Nestlé Waters exploite certains forages sans autorisation. Par ailleurs, la société a été accusée de tromperie pour avoir utilisé des méthodes de traitement non autorisées pour ses eaux minérales, notamment pour la marque Perrier. Ces pratiques avaient déjà conduit à la destruction de millions de bouteilles en raison d'une contamination par des matières fécales.

Par ailleurs, ces irrégularités génèrent une vive controverse. En effet, elles remettent en question les pratiques environnementales du groupe, déjà régulièrement accusé de surexploitation des ressources en eau dans des zones touchées par la sécheresse.

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Le méthane, puissant gaz à effet de serre, connaît une hausse inquiétante dans l'atmosphère. Plus rapide que jamais, cette progression compromet les efforts pour limiter le réchauffement climatique.

Méthane : un rythme de croissance dans l'atmosphère inquiétant 

Depuis cinq ans, les concentrations de méthane augmentent à un rythme jamais vu, dépassant celui de tous les autres gaz à effet de serre. D'après le Global Carbon Project, une équipe internationale de climatologues, ce gaz est aujourd'hui 2,6 fois plus présent dans l'atmosphère qu'à l'époque préindustrielle. Cette accélération est due à plusieurs facteurs : une agriculture intensive, la gestion des déchets et l'utilisation croissante des énergies fossiles. Les émissions naturelles de méthane, provenant principalement des zones humides, sont aussi en hausse en raison du réchauffement climatique. Rob Jackson, chercheur à Stanford, souligne : « nous avons davantage perturbé le cycle naturel du méthane : plus de vaches, plus de sources fossiles, plus d’eaux usées et, dernièrement, plus d’émissions provenant des zones humides tropicales en raison du réchauffement des températures. »

Le méthane est bien plus nocif pour le climat que le dioxyde de carbone (CO2). Bien qu'il disparaisse plus rapidement de l'atmosphère, son effet de réchauffement est 80 fois plus puissant au cours des 20 premières années suivant sa libération. Cela en fait un acteur clé du réchauffement climatique. D'après les climatologues, il est responsable d'une augmentation de 0,5 °C des températures globales dans les années 2010 par rapport à la fin des années 1800. La montée rapide des températures en 2023 est en grande partie due à la hausse du méthane, un signal d'alerte clair selon Marielle Saunois, chercheuse au Laboratoire des sciences du climat et de l'environnement : «  On le sait grâce à l’analyse des bulles d’air présentes dans les carottes de glace prélevées en Antarctique, et en comparant les mesures faites dans l’atmosphère depuis quarante ans ».

Les activités humaines sont les principales responsables

Aujourd'hui, environ 60 % des émissions de méthane proviennent des activités humaines. L'agriculture, et en particulier l'élevage de ruminants comme les vaches, représente 40 % des émissions totales. La production et l'utilisation des énergies fossiles (pétrole, gaz, charbon) sont également des gros contributeurs. Le secteur des déchets, notamment les décharges à ciel ouvert, est une autre source importante. Le potentiel de réduction des émissions dans ces secteurs est énorme, mais les mesures concrètes tardent à être mises en place.

Face à cette situation, des engagements ont été pris. Lors de la COP26 en 2021, un objectif de réduction de 30 % des émissions de méthane d'ici à 2030 a été fixé par plus de 150 pays. Cependant, des pays comme la Chine, l'Inde et la Russie ne participent pas à cet effort, peut-être aussi pour des raisons géopolitiques. Malgré ces promesses, les scientifiques constatent que les émissions continuent d'augmenter depuis trois ans. Rob Jackson prévient : « Je suis optimiste quant à notre capacité à le faire, mais découragé par le fait que nous ne le faisons pas, du moins pour le moment » Si les efforts pour réduire les émissions de méthane ne s'intensifient pas rapidement, les conséquences pour le climat seront dramatiques.

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L'Organisation des pays exportateurs de pétrole (OPEP) continue de jouer un rôle central dans l'équilibre du marché mondial de l'énergie. Pour les années 2024 et 2025, l’OPEP projette une augmentation continue de la demande mondiale, bien que celle-ci soit revue à la baisse par rapport aux estimations initiales.

Prévisions de consommation du pétrole : une croissance tirée par les économies émergentes

Selon les dernières prévisions de l’OPEP publiées le 10 septembre 2024, la consommation mondiale de pétrole devrait atteindre 104,2 millions de barils par jour (mb/j) en 2024 et augmenter à 105,9 mb/j en 2025. Ces chiffres marquent une augmentation par rapport aux 102,2 mb/j enregistrés en 2023, mais cette croissance reste inférieure aux prévisions initiales de l’organisation. En effet, la transition énergétique dans les pays développés, conjuguée à un ralentissement économique global, freine la demande dans plusieurs secteurs, notamment le transport et l’industrie.

De plus, cette augmentation est principalement tirée par la demande des pays non-membres de l'OCDE, en particulier la Chine et l'Inde, deux des plus grands consommateurs d'énergie fossile dans le monde. La croissance économique rapide et les besoins énergétiques croissants dans ces régions entraînent une demande soutenue en pétrole. En Chine, la consommation de pétrole est soutenue par l’industrie manufacturière et le transport, tandis que l’Inde voit sa demande croître avec l’expansion des infrastructures et l’urbanisation massive.

La stratégie de production de l’OPEP : maintenir l’équilibre sur le marché du pétrole

L’OPEP adopte une stratégie prudente pour ajuster sa production afin de répondre aux fluctuations de la demande et éviter des déséquilibres importants. Depuis plusieurs années, le cartel opte pour des réductions ou des augmentations progressives de la production pour réguler les prix sur les marchés mondiaux.

En 2023, l’OPEP avait déjà mis en place une réduction de sa production à hauteur de 1,16 mb/j, en réponse aux incertitudes liées à la pandémie et aux tensions internationales. Cette politique a permis de maintenir le prix du baril dans une fourchette relativement stable, oscillant entre 75 et 90 dollars, malgré la volatilité.

Mais, désormais, cette réduction ne suffit plus. La Bourse a encore fait chuter les prix du pétrole, qui sont tombés sous la barre symbolique des 70 dollars le baril le 10 septembre 2024, que ce soit pour le Brent ou le WTI.

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Un big-bang à venir dans le secteur de l’électricité ? Face à la dégradation des finances publiques, Bercy imagine une nouvelle taxe sur les énergéticiens. Elle pourrait ainsi toucher davantage le géant de l'énergie français, EDF, que les autres entreprises.

Une nouvelle taxe sur le marché de l’électricité

Face à une situation des comptes publics critique, le ministère de l’Économie planche sur une nouvelle taxe. En effet, cette dernière, initialement prévue pour s’appliquer aux superprofits des entreprises énergétiques, se transforme. Désormais, elle concerne majoritairement le géant de l'énergie en France, EDF. Les centrales nucléaires d’EDF, ainsi que ses barrages hydrauliques, sont directement visés, tandis que les autres énergéticiens comme TotalEnergies et Engie, principalement axés sur le gaz et l’hydraulique, y seront également soumis. Cette taxe doit permettre de tirer profit des revenus générés par la capacité installée des infrastructures énergétiques sur le territoire français.

L’idée derrière cette taxe est claire : l’État cherche des moyens pour respecter la trajectoire budgétaire et combler les déficits. Jean-René Cazeneuve, rapporteur général du Budget, explique que la taxation des capacités installées est un moyen efficace de récupérer une part des revenus importants générés par les infrastructures énergétiques d’EDF.

Impact sur EDF et le secteur de l’énergie

En effet, ces revenus résultent de l’exploitation des centrales nucléaires et des barrages. De fait, le géant de l’énergie est un contributeur important dans ce nouveau cadre fiscal. Pour EDF, cette taxe de 3 milliards d’euros pourrait avoir des conséquences significatives. D'une part, sur ses résultats financiers que sur sa capacité à investir dans la transition énergétique.

Alors que l’entreprise s’engage dans une politique d’investissements massifs pour moderniser son parc nucléaire et développer des énergies renouvelables, une ponction fiscale de cette envergure pourrait ralentir ces efforts. De plus, cette nouvelle pression fiscale pourrait se traduire par une augmentation des prix de l’électricité. Et donc, avoir un impact direct sur les ménages français.

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Northvolt, acteur majeur européen des batteries pour voitures électriques, traverse une période difficile. Face à une concurrence chinoise féroce et à une baisse de la demande de véhicules électriques en Europe, l'entreprise suédoise, en surproduction, a décidé de réduire ses activités et de procéder à des licenciements.

Le fabricant de batteries suédois Northvolt contraint de se restructurer

Northvolt, l'un des fleurons européens dans la fabrication de batteries pour voiture électrique, traverse une phase de réorganisation importante. Dans un communiqué relayé par la presse suédoise, le groupe, après avoir reconnu avoir été « un peu trop agressif » dans son développement, fait marche arrière en réduisant ses ambitions, notamment en Europe. Northvolt concentre désormais ses efforts sur la production de cellules de batteries dans son usine phare de Skellefteå, en Suède. Elle mettre ainsi en sommeil certaines de ses activités liées aux matériaux cathodiques. Un recentrage stratégique qui vise à alléger la pression financière et à rationaliser les coûts de l'entreprise. 

Cette restructuration s'accompagne de licenciements et d'une baisse de ses investissements. En cause, une demande en baisse pour les véhicules électriques et une concurrence asiatique toujours plus forte. Aucun chiffre concernant cette restructuration de ses effectifs n'a pour le moment été communiqué, mais au vu des annonces du groupe, et de la situation du marché européen (-10,8% de ventes de voitures électriques en un an), il est probable qu'une large part de ses 6 000 employés soit concernée.

Coup de frein pour ses projets internationaux

L'impact de cette restructuration se fait également sentir à l'international. En Allemagne, l'usine géante prévue à Heide subit des retards conséquents. Le projet de giga usine de Northvolt au Canada, et plus spécifiquement au Québec, connaît également des difficultés. Initialement soutenu par les gouvernements canadien et québécois, ce projet pourrait voir ses délais prolongés de 12 à 18 mois selon La Presse. Les premières opérations, qui devaient démarrer en 2026, seront donc retardées, précisent nos confrères.

C'est donc une véritable dégringolade pour la filière électrique, qui met un coup d'arrêt à l'ambition de l'Europe de réduire sa dépendance aux batteries asiatiques, un secteur qui reste en effet largement dominé par des géants comme CATL ou BYD. Northvolt était pourtant perçu comme un pilier de la reconquête industrielle européenne dans le domaine des batteries. L'idylle annoncée de la voiture électrique semble chaque jour un peu plus virer au cauchemar pour l'industrie automobile européenne...

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Iberdrola, via sa filiale Avangrid, a remporté un projet colossal de parc éolien offshore aux États-Unis. Le projet New England Wind 1, avec une capacité de 791 MW, alimentera près de 400 000 foyers en énergie propre.

Parc éolien offshore : un projet colossal pour une énergie propre

Le parc éolien New England Wind 1, situé au large du Massachusetts, s'inscrit dans une dynamique mondiale de transition vers les énergies renouvelables. Iberdrola, acteur majeur du secteur, continue d'investir massivement dans l'énergie éolienne, cette fois avec un projet de 791 MW. Ce projet permettra d'alimenter environ 400 000 foyers en énergie propre, réduisant ainsi considérablement la dépendance aux énergies fossiles. Cette initiative s'ajoute à d'autres grands projets offshore de l'entreprise à travers le monde, notamment en Europe et en Amérique du Nord.

Outre son impact environnemental, New England Wind 1 jouera aussi un rôle important dans l'économie locale. Il est prévu que ce parc éolien génère plus de 4 400 emplois équivalents temps pleins, avec une contribution financière de 3 milliards de dollars pour la région. Ce montant comprend le développement de nouvelles infrastructures, telles qu'un port de triage à Salem et une usine de fabrication à New Bedford.

Une réponse aux objectifs climatiques des États-Unis

Le projet s’inscrit dans les objectifs climatiques assez élevés des États-Unis, qui cherchent à réduire drastiquement leurs émissions de gaz à effet de serre. Avec New England Wind 1, les émissions équivalentes à celles de 300 000 voitures à combustion seront évitées chaque année. Cette réduction massive des émissions de CO₂ renforce la position du Massachusetts en tant que leader dans la lutte contre le changement climatique, et elle fait également écho à la stratégie d’Iberdrola qui vise la décarbonisation complète d’ici à 2050.

Avec des projets emblématiques comme New England Wind 1, Iberdrola consolide sa position de leader mondial dans le secteur de l’éolien offshore. En Europe, l'entreprise poursuit des projets d’envergure au Royaume-Uni et en France, à Saint-Brieuc, et envisage une capacité éolienne offshore de 4,8 GW d’ici à 2026. Cette expansion rapide et stratégique fait d’Iberdrola un acteur clé dans la transition énergétique mondiale.

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