La troisième Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE 3), soumise à consultation publique jusqu’au 5 avril 2025, définit les orientations énergétiques françaises pour la période 2025-2035. Ses objectifs ont été revus à la baisse par rapport à la précédente copie.

La Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) s’inscrit dans la continuité de la Stratégie française pour l’énergie et le climat (SFEC) et accompagne la Stratégie nationale bas-carbone (SNBC) et le Plan national d’adaptation au changement climatique (PNACC 3). Elle fixe les objectifs de déploiement d’énergie à horizon 2035. Le gouvernement prévoit d’adopter la PPE 3 par décret, sans actualisation législative des objectifs énergétiques nationaux, ce qui interroge sur sa solidité juridique. Le Haut Conseil pour le Climat a notamment recommandé de rétablir la cohérence entre la PPE et le cadre législatif national.

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Photovoltaïque, un recul des ambitions

Le projet initial de novembre 2024 fixait un objectif de 54 à 60 GW de puissance solaire installée en 2030. Le 7 mars, la PPE 3 mise en consultation fixe finalement 54 GW et jusqu’à 90 GW à 2035. En revanche, la prévision de production d’électricité d’origine photovoltaïque (PV) en térawattheures (TWh) reste quasiment stable malgré la baisse des objectifs d’installation. Il est donc prévu une augmentation du facteur de charge.

L’objectif solaire est désormais réparti par type d’installation : 41 % pour les petites et moyennes toitures, 5 % pour les petites installations au sol, et 54 % pour les grandes installations, dont 38 % au sol et 16 % en toiture. L’un des axes forts de la PPE 3 est le développement d’une filière industrielle du solaire en France. L’objectif est de produire jusqu’à 10 GW de composants photovoltaïques d’ici 2035, incluant le silicium, les lingots et wafers, ainsi que les cellules et modules. L’agrivoltaïsme ne fait l’objet d’aucun objectif chiffré spécifique, bien qu’il soit mentionné dans les soutiens PV sol et PV bâtiment via des appels d’offres.

L’éolien en mer progresse

L’objectif pour l’éolien terrestre est maintenu entre 40 et 45 GW d’ici 2035. L’éolien en mer, en revanche, affiche des ambitions revues à la hausse avec un objectif de 18 GW installés en 2035. Le gouvernement prévoit des appels d’offres réguliers pour atteindre ce but. Les objectifs de production d’hydrogène baissent à 4,5 GW à 2030 et 8 GW à 2035.

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Un flou persistant sur le soutien public et la décarbonation du mix

La PPE 3 reste vague sur l’avenir des dispositifs de soutien aux énergies renouvelables. Aucune garantie n’est apportée sur les tarifs d’achat et les mécanismes d’aide. Le Conseil supérieur de l’énergie a récemment plaidé pour un maintien des dispositifs actuels, notamment pour les petites installations photovoltaïques, alors que le gouvernement souhaite le revoir à la baisse.

Le gouvernement ne s’engage plus à ne pas construire de nouvelles centrales électriques à partir de fossiles, même si l’objectif d’arrêter la production d’électricité à partir du charbon est toujours maintenu pour 2027. La centrale de Saint-Avold a, par exemple, été récemment reconvertie au gaz et au biogaz. Quant aux objectifs annuels d’économie d’énergie, ils sont aussi revus à la baisse, via les certificats CEE, pour s’établir entre 825 TWh/an et 1750 TWh/an.

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Une feuille de route très floue

La PPE 3 applique la stratégie des mobilités propres (SDMP) et les objectifs de la SNBC. Elle confirme le plan pour les mobilités actives (+60 % d’infrastructures cyclables) et détaille le fret fluvial. Le texte intègre les avancées sur l’électrification, le ferroviaire et la loi de finances 2025, adaptant malus CO2 et aides aux véhicules propres. Une mesure sur les batteries françaises est ajoutée.

Le Haut conseil pour le climat (HCC) a critiqué la PPE pour ses incohérences avec les objectifs européens et son manque de financements. Il pointe un écart de 150 TWh avec Fit for 55, l’absence de stratégie sur la biomasse et le flou sur la mobilité propre. Le HCC regrette aussi que la PPE 3 n’intègre pas l’aviation et le maritime ni l’impact du climat sur le système énergétique.

La PPE 3 doit encore être soumise à consultation jusqu’au 5 avril puis faire l’objet d’un décret et entrera en vigueur, alors que les précédents objectifs n’ont pas été atteints. Les objectifs de la précédente PPE étaient, en 2023, une puissance solaire atteinte de 19,3 GW contre 20,6 GW visés, et d’éolien terrestre de 21,9 GW au lieu de 24,1 GW notamment.

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Avec l’essor des centrales solaires résidentielles, des normes de sécurité autrefois réservées aux grandes installations de production sont progressivement étendues aux particuliers pour renforcer la prévention des accidents. Votre installation est-elle désormais menacée ? Découvrez dans cet article tout ce qu’il faut savoir sur les nouveaux contrôles du CONSUEL.

Le CONSUEL, qu’est-ce que c’est ?

Le CONSUEL ne vous évoque peut-être rien ? Alors, place aux présentations ! Le Comité national pour la sécurité des usagers de l’électricité est l’organisme français chargé de vérifier que les installations électriques respectent les normes en vigueur avant leur raccordement au réseau. Depuis 1972, il délivre des attestations de conformité obligatoires pour toute nouvelle installation ou rénovation électrique importante nécessitant une mise hors tension. Chaque année, ses 200 inspecteurs effectuent près de 180 000 contrôles en France métropolitaine et outre-mer, contribuant à garantir la sécurité et la fiabilité des équipements électriques.

Pourquoi ce travail est-il crucial ? Les chiffres parlent d’eux-mêmes : entre 20 et 35 % des incendies domestiques ont une origine électrique, et environ 3 000 personnes sont victimes d’électrisation chaque année, selon l’ONSE. Ces données mettent en évidence un risque électrique toujours préoccupant en France, que le CONSUEL s’attache à réduire par ses interventions sur le terrain.

Êtes-vous concerné ?

Quel est le lien avec les installations photovoltaïques ? Depuis un décret de 2010, l’obligation de contrôle s’applique également aux installations de production d’électricité domestique, ce qui inclut les centrales photovoltaïques.

Votre installation est concernée si elle répond à l’un des trois critères suivants :

• Une puissance supérieure à 3 kilowatt-crête (kWc),
• Une option de revente du surplus de production (quelle que soit la puissance),
• L’utilisation d’un système de stockage par batteries (quelle que soit la puissance).

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CONSUEL pour le photovoltaïque : mode d’emploi complet

Vous vous êtes reconnu dans la description précédente ? Pas d’inquiétude, nous allons tout vous expliquer en détail. Tout d’abord, il est essentiel de savoir que la responsabilité incombe à la personne qui réalise les travaux. Cela signifie que si vous faites appel à une entreprise ou un artisan, c’est à eux de gérer l’ensemble des démarches administratives, y compris le remplissage du formulaire d’attestation de conformité. En revanche, si vous réalisez vous-même le raccordement, alors il vous reviendra de prendre en charge les démarches suivantes :

➡️ Créer un compte en ligne : commencez par vous enregistrer et remplir votre profil sur le site du CONSUEL.

➡️ Télécharger et remplir le formulaire CERFA adapté : il existe plusieurs « couleurs » de formulaires selon le type d’installation : BLEU, pour une installation photovoltaïque sans stockage et VIOLET, pour une installation intégrant un système de batteries. À SAVOIR : Les formulaires CERFA peuvent être cumulables. Par exemple, si vous rénovez votre maison et en profitez pour installer des panneaux solaires, vous devrez remplir à la fois le formulaire BLEU pour les panneaux solaires et le formulaire JAUNE pour les systèmes électriques domestiques.

👉 Soumission et paiement du formulaire : transmettez le formulaire dûment rempli au CONSUEL pour examen. Vous trouverez ci-dessous un tableau récapitulant les tarifs en vigueur au 01/01/2025.

👉 Traitement de la demande : le traitement de votre dossier nécessite en moyenne une vingtaine de jours. Pour éviter tout retard, pensez à soumettre votre demande de visa CONSUEL au moins trois semaines avant la mise en service de l’installation. N’hésitez pas à prendre de la marge, car les délais peuvent fluctuer en fonction du volume de demandes en cours.

👉 Visite de l’installation : elle est systématique si les travaux n’ont pas été faits par des professionnels accrédités. Celle-ci est généralement programmée dans les 15 jours suivant la réception de votre demande de visa. Un technicien agréé par le comité national pour la sécurité des usagers de l’électricité vient chez vous pour vérifier la conformité de votre installation. Si aucune anomalie n’est constatée lors du contrôle, vous recevrez votre attestation de conformité Consuel électrique sous 24 à 48 heures. En cas de non-conformité, une contre-visite pourra être nécessaire (nous verrons plus loin les situations concernées).

👉 Validation de l’attestation : une fois que toutes les normes de sécurité sont respectées, le technicien appose le visa CONSUEL sur votre attestation, la rendant ainsi officielle. Ce n’est qu’après cette validation que vous pourrez effectuer votre demande de raccordement auprès d’Enedis pour injecter votre production sur le réseau. Pour vous donner un aperçu, voici un exemple du formulaire délivré par le CONSUEL :

Les clés pour un contrôle CONSUEL sans accroc

Les principaux critères de contrôle du technicien chargé de vous délivrer ou non l’attestation de conformité Consuel photovoltaïque concernent principalement les éléments suivants :

• Disjoncteur inaccessible ou absent
• Mise à la terre de l’installation et présence d’un dispositif différentiel
• Câbles non protégés par une gaine, dénudés ou endommagés
• Emplacement du coffret : trop près du sol ou à plus de 2 mètres de hauteur
• Zone dangereuse : respect des distances entre prises et points d’eau
• Absence de signalisation : étiquettes spécifiques sur le tableau électrique

Dans la plupart des cas, des corrections simples suffisent pour éviter une contre-visite et obtenir l’attestation de conformité de votre installation.

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Un point important sur la sécurité

Pour rappel, une mauvaise installation de votre centrale photovoltaïque peut représenter des risques importants en termes d’électrification et d’incendie.  En effet, le raccordement des panneaux photovoltaïques non conforme à la norme NF C 15-100-1 peut entraîner des risques graves, notamment lorsqu’une nouvelle source d’énergie est raccordée directement sur les borniers en amont du tableau de répartition. Cela peut provoquer des surcharges au niveau de la distribution électrique dans le coffret, mettant en danger les câbles, borniers, et peignes verticaux. De plus, les interrupteurs différentiels ne sont plus protégés correctement, car ils peuvent être exposés à des courants supérieurs à leur capacité, compromettant ainsi la sécurité du système.

Par ailleurs, si un panneau photovoltaïque est raccordé directement à une prise domestique, le problème devient encore plus critique. En l’absence d’un point de coupure unique, l’installation électrique ne pourra pas être correctement isolée en cas de problème. Les dispositifs de protection du tableau électrique ne détectent pas toujours les intensités élevées circulant sur les circuits en aval, ce qui peut entraîner un échauffement des composants, voire provoquer un incendie. Pour éviter ces dangers, il est donc essentiel de respecter les normes et de faire appel à un professionnel qualifié pour toute installation afin de garantir la sécurité de votre habitation.

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En conclusion

Le cadre juridique entourant le solaire évolue en parallèle de l’essor des installations résidentielles, pour des raisons qui divisent. Certains y voient des avantages, comme un renforcement de la sécurité et un meilleur accompagnement du client dans la prévention des risques électriques. D’autres, en revanche, pointent du doigt une complexification des démarches et des coûts supplémentaires liés aux contrôles par des professionnels. Quoi qu’il en soit, nous vous recommandons vivement d’anticiper le contrôle CONSUEL afin d’éviter toute mauvaise surprise.

Si vous souhaitez contourner cette étape, une alternative existe : viser l’autonomie énergétique totale. En produisant et en stockant l’intégralité de votre électricité, vous pourriez vous affranchir complètement du réseau électrique. Cette indépendance offre non seulement une liberté totale dans la gestion de votre consommation, mais répond également aux enjeux de la transition énergétique en permettant une démarche plus durable et résiliente.

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Avec la fin programmée du dispositif ARENH en décembre 2025, EDF a annoncé la mise en place d’un système d’enchères pour vendre des contrats d’allocation de production nucléaire (CAPN) à long terme. Cette initiative vise à stabiliser les prix de l’électricité tout en assurant le financement des projets nucléaires de l’électricien national.

Depuis 2010, le mécanisme de l’Accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH) permettait aux fournisseurs alternatifs et aux industriels d’acheter de l’électricité à un prix fixe de 42 euros par mégawattheure (€/MWh). Avec sa disparition fin 2025, EDF met en place les CAPN pour proposer son remplacement. Ces contrats, attribués via des enchères à l’échelle européenne, concerneront les entreprises ayant des besoins énergétiques supérieurs à 7 gigawattheures (GWh) par an ainsi que les fournisseurs d’électricité opérant en France. EDF prévoit ainsi de mettre sur le marché 10 térawattheures (TWh) d’électricité avec des livraisons à partir de 2026.

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Toujours trop cher selon les entreprises

Si EDF présente ces enchères comme une solution pour offrir de la visibilité aux entreprises, celles-ci dénoncent un tarif trop élevé. Les industriels électro-intensifs, notamment dans les secteurs de la métallurgie, de la chimie et du verre, s’inquiètent de perdre leur compétitivité. L’association Uniden, qui représente les gros consommateurs d’électricité, juge cette « attitude incompréhensible » auprès de l’AFP, estimant que le prix proposé par EDF est trop élevé par rapport aux anciens tarifs de l’ARENH.

EDF avait proposé un tarif de 70 €/MWh sur 15 ans, mais ce prix reste bien supérieur aux 42 €/MWh dont bénéficiaient jusqu’ici les industriels. Ces derniers craignent un impact sur leur compétitivité face à la concurrence américaine et chinoise, et agitent la menace de délocalisations, notamment dans la chimie.

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Un seul contrat signé

Alors que l’État, actionnaire unique d’EDF, pousse pour la signature de davantage de contrats, le processus reste lent. À ce jour, seul un accord a été finalisé avec un industriel de la chimie, et un second serait en passe d’être signé. EDF se veut rassurant et assure que toutes les entreprises concernées trouveront une solution avant 2026.

Le gouvernement suit de près l’évolution des discussions et s’interroge sur les effets de ce nouveau mécanisme. L’ancien ministre de l’Économie, Bruno Le Maire, a critiqué le projet d’enchères, estimant qu’il risquait « d’affaiblir l’industrie française ».

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Ce n’est pas un scoop : la France accuse un sérieux retard en matière de stockage d’énergie. Ce nouvel inventaire mis en place par la Commission Européenne ne fait que confirmer ce constat. 

La Commission européenne vient de dévoiler un inventaire de toutes les capacités de stockage d’énergie en Europe. Très intéressant, cet inventaire permet d’en savoir plus sur les capacités actuelles et futures de près de 32 pays. Mis à jour en temps réel, et évolutif, l’inventaire fait actuellement état de presque 67 GW de capacité de stockage opérationnelle, plus de 66 GW de projets en construction ou annoncés.

En tête de ce classement, on retrouve l’Allemagne et le Royaume-Uni. L’Allemagne compte, au total, 249 installations opérationnelles, et 193 projets annoncés pour une capacité de stockage effective de 8,08 GW et 4,67 GW de projets. Outre-manche, le Royaume-Uni compte 8,45 GW d’installations opérationnelles, et plus de 33 GW annoncés ou en cours de construction ! Parmi ces 33 GW, 6 GW de capacité sont en cours de construction, et 8 GW ont été autorisés.

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Les STEP dominent les capacités de stockage, mais pour combien de temps ?

Il est intéressant de noter que, pour l’heure, c’est le stockage mécanique qui domine. Les STEP affichent, au total, presque 55 GW de capacité de stockage. Les installations de stockage par batterie (BESS) opérationnelles ne représentent que 11 GW de capacité, tandis que les systèmes de stockage d’énergie thermique ne sont responsables que de 1,1 GW de capacité, presque exclusivement en Espagne.

Néanmoins, dans les années à venir, les rôles pourraient s’inverser, car les projets de stockage électrochimique sont très nombreux. À travers l’Europe, ces projets annoncés, ou en cours de construction, représentent 57,33 GW répartis à travers 755 installations.

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La France est très en retard sur ses voisins

En observant la carte des installations de stockage d’énergie, on constate une constellation de points représentant les actuelles et futures installations de stockage, en particulier dans l’ouest de l’Europe. Néanmoins, un pays fait exception : la France. L’Hexagone peut compter sur ses STEP, qui représentent une puissance totale de 5,72 GW. Néanmoins, au-delà de ces installations vieilles de plusieurs décennies, les projets français sont rarissimes. On ne dénombre ainsi que 190 MW d’installations en construction, et 180 MW de projets annoncés. Ces chiffres sont dérisoires en comparaison aux 33 GW de projets anglais par exemple.

Il ne s’agit pas d’une surprise : la France a choisi de miser sur la flexibilité plutôt que sur le stockage. Cette stratégie singulière a été illustrée par la récente Programmation pluriannuelle de l’énergie, qui fixe les grands objectifs français en matière d’énergie pour les 10 prochaines années, et dans laquelle la notion de stockage est presque absente. Reste désormais à EDF de relever le défi de l’intermittence des ENR avec le parc nucléaire, sans accélérer le vieillissement de ce dernier.

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Sans les images, on aurait du mal à y croire. Évacuées sans ménagement, les anciennes lignes de production de Systovi symbolisent parfaitement la tourmente dans laquelle se trouve la filière française du photovoltaïque. 

La scène se passe à Carquefou, dans la banlieue nantaise. Des chariots élévateurs vident « énergiquement » un vaste hall de tous ses équipements. Ce site industriel, c’est l’usine de Systovi, un fabricant français de panneaux photovoltaïque qui a été contraint de mettre la clé sous la porte il y a quelques mois à peine. À en croire les « précautions » prises par les équipes chargées du démontage, visibles dans une vidéo publiée sur le réseau social LinkedIn, tous ces équipements dernier cri seront revendus au prix de la ferraille. Difficile d’y croire, quand on sait que la dernière ligne de production a été inaugurée en 2023, et a nécessité un investissement de près de 1,5 million d’euros.

Symbole d’une filière européenne du photovoltaïque en difficulté

Cette situation ne fait qu’illustrer le marché actuel du photovoltaïque à l’échelle mondiale. Cette usine, équipée de lignes de production fabriquées en Europe, aurait pu participer à un « circuit court » du photovoltaïque, et ainsi limiter l’impact environnemental des installations solaires.

Mais la concurrence aura été trop forte. Bien aidés par les subventions gouvernementales, les fabricants chinois inondent le marché européen de panneaux solaires bon marché. Les usines européennes, et en particulier les usines françaises, ne parviennent pas à suivre le rythme. Cette situation a eu des conséquences lourdes. Depuis plusieurs années, les fermetures d’usines européennes s’enchaînent : Solarwatt, Photowatt ou encore Systovi.

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À quand une industrie française compétitive ?

Face au monopole chinois actuel, un renouveau de l’industrie française en matière de photovoltaïque devrait nécessairement passer par des aides de la part de l’État, afin de privilégier la fabrication française, voire européenne. Si la bataille semble perdue pour les panneaux au silicium, le développement de nouvelles technologies comme la pérovskite qui se montre prometteuse, pourrait redistribuer les cartes. Pour l’heure, les messages envoyés par le gouvernement sont plutôt contraires. Celui-ci chercherait à limiter le soutien public au solaire, notamment pour éviter un potentiel écart entre la production et la consommation électrique du pays.

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Les erreurs humaines peuvent arriver, même dans une centrale nucléaire. La récente fuite de liquide de refroidissement de l’EPR finlandais en est l’illustration. Heureusement, aucune conséquence sur l’environnement n’est à déplorer. 

Comme disait l’ancien président Jacques Chirac, « les problèmes, ça vole toujours en escadrille ». C’est ce que doivent se dire les équipes de TVO, l’entreprise chargée de l’énergie nucléaire en Finlande. Après la construction plus que laborieuse de son réacteur EPR Olkiluoto 3, dont la mise en service avec 13 ans de retard, voilà que celui-ci vient de subir une fuite de liquide de refroidissement radioactif.

Cet incident a eu lieu lors de la maintenance annuelle du réacteur. Durant cette opération, au moment du remplissage de la piscine du réacteur, 100 mètres cubes de liquide de refroidissement radioactif se sont échappés de la piscine pour s’écouler dans les salles de confinement, et dans le système de drainage de l’enceinte de confinement.

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Plus de peur que de mal

Il semblerait que cette fuite ait été causée par une erreur humaine : une trappe de la piscine n’aurait pas été refermée correctement, ce qui aurait causé cet incident. Heureusement, selon l’exploitant TVO, la fuite n’a eu aucune conséquence notoire grâce aux mesures de sécurité prises. Il n’y aurait eu aucun risque pour le personnel, l’environnement ou la sûreté nucléaire. D’ailleurs, le calendrier de la maintenance du réacteur n’a pas été modifié, et l’opération de maintenance devrait s’achever en mai 2025, comme prévu.

Pour rappel, l’EPR Olkiluoto 3, qui couvre aujourd’hui 14 % du mix électrique de la Finlande, a connu de multiples aléas durant sa construction. À l’image de l’EPR de Flamanville, le 3ᵉ EPR au monde a connu d’importants dépassements de budgets avec une estimation finale à 11 milliards d’euros contre 3,37 milliards initialement prévus. Le chantier, démarré en 2005, a été jalonné de problèmes techniques qui n’ont fait que décaler sa mise en service commerciale. Prévue en 2010, celle-ci n’a finalement eu lieu qu’en 2023. Ces nombreux retards et surcoûts ont engendré une bataille juridique et financière entre Areva et l’exploitant TVO. Elle s’est soldée en 2021, avec le versement de 600 millions d’euros d’Areva pour TVO.

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Dans un rapport publié en mars 2025, la Cour des comptes dresse un bilan contrasté du développement du biogaz en France. Si elle en reconnaît les atouts environnementaux et agricoles, les sages s’interrogent sur la cohérence des objectifs fixés par l’État et sur le poids croissant du soutien public.

Produit par méthanisation de matières organiques, le biogaz présente des avantages pour remplacer le gaz fossile. Il permet la valorisation des déchets agricoles et de fournir un revenu complémentaire aux exploitants : selon la Cour des Comptes, les agriculteurs impliqués dans la méthanisation ont vu leur excédent brut d’exploitation augmenter de « 40 000 euros à un an à 55 000 euros à cinq ans ».

Fin 2023, la France comptait 1 911 méthaniseurs, dont 652 injectaient du biométhane dans le réseau de gaz. Cette production reste cependant marginale : en 2023, le biogaz représentait 2,4 % de la consommation de gaz en France​.

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Des objectifs flous

Dans le viseur de la Cour, l’incertitude sur les objectifs à long terme. Alors que la France vise la neutralité carbone en 2050, le rôle exact du biogaz dans le mix énergétique reste mal défini. En 2030, la production devrait atteindre 50 térawattheures (TWh) mais cette trajectoire repose sur des hypothèses incertaines, notamment sur la disponibilité des ressources en biomasse​.

Le rapport souligne que dès 2030, 15 TWh de biogaz pourraient manquer, faute de matières premières suffisantes. La concurrence entre usages alimentaires et énergétiques de la biomasse pourrait poser problème​. La filière bénéficie d’un soutien financier important : entre 2011 et 2022, les tarifs d’achat garantis ont coûté 2,6 milliards d’euros aux finances publiques. À cela s’ajoutent les subventions à l’investissement (500 millions d’euros entre 2019 et 2023), des exonérations fiscales et d’autres aides indirectes​.

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Jusqu’à 27 milliards d’aides d’ici 2037

Le coût de ce soutien pourrait exploser : d’ici 2037, les engagements déjà pris représenteraient entre 22 et 27 milliards d’euros. La Cour met en garde contre l’impact de cette politique sur les finances publiques et plaide pour une meilleure régulation des aides​.

Face à ces critiques, le gouvernement prévoit de remplacer progressivement les tarifs d’achat par un mécanisme de certificats de production de biogaz (CPB). Ce système, financé par les fournisseurs de gaz et non plus par l’État, doit entrer en vigueur en 2026. Mais la Cour exprime des doutes sur sa viabilité et son impact sur les prix pour les consommateurs​. Elle recommande également de mieux encadrer le développement des méthaniseurs, d’améliorer la planification des ressources en biomasse et de mieux surveiller les effets de la méthanisation sur les pratiques agricoles​.

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TotalEnergies a officiellement annoncé, samedi, l’abandon de son projet de centrale photovoltaïque Maya en Guyane française, initié en 2019. Cette décision découle de l’actualisation de la Programmation Pluriannuelle de l’Énergie (PPE) 2025-2035, qui redéfinit les priorités énergétiques du pays.

Dans un communiqué transmis à l’AFP, le groupe pétrolier et gazier français a justifié son retrait en invoquant l’absence de besoin supplémentaire en production d’énergie pilotable autour de Cayenne. Cette révision de la feuille de route énergétique exclut en effet l’ajout de nouvelles infrastructures capables d’ajuster leur production en fonction de la demande, comme celles intégrant des batteries de stockage.

La centrale aurait permis d’injecter jusqu’à 20 mégawatts (MW) d’énergie bas-carbone sur le réseau électrique de Cayenne, réduisant ainsi sa dépendance aux énergies fossiles, et améliorant la stabilité de l’approvisionnement. L’installation prévue combinait 120 mégawatts-crête (MWc) de panneaux solaires et une capacité de stockage de 240 mégawattheures (MWh), assurant une alimentation nocturne malgré l’intermittence du photovoltaïque.

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Un abandon problématique pour la souveraineté énergétique de la Guyane

Son abandon est un revers pour l’objectif d’autonomie énergétique de la Guyane. Selon TotalEnergies, Maya aurait permis de franchir un tiers du chemin vers cet objectif. La centrale devait générer 32 emplois. Jean-Luc Le West, vice-président de la Collectivité Territoriale de Guyane (CTG) en charge du développement économique, déplore auprès de Libération « qu’une entreprise qui vient investir en Guyane ne reçoive pas le soutien escompté », jugeant cette situation désespérante. De son côté, Marie-Lucienne Rattier, conseillère territoriale en charge du numérique, estime que l’abandon de TotalEnergies est compréhensible si le groupe s’est senti insuffisamment soutenu.

Cette dernière porte un projet de centre de données et de village numérique sur 10 000 m², évalué à 480 millions d’euros, qui devait être implanté à proximité du parc photovoltaïque Maya et bénéficier de son approvisionnement énergétique stable. L’abandon de Maya menace désormais la viabilité de cette initiative. Cette décision s’inscrit dans un contexte plus large de réorientation de la stratégie énergétique française. La Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) révisée et soumise à consultation actuellement baisse les objectifs photovoltaïques avant un décret prévu en avril.

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Et si les bardages métalliques étaient transformés en chauffages géants ? C’est, en substance, l’idée de base de la startup AirBooster. Celle-ci cherche à limiter le chauffage des bâtiments en préchauffant l’air entrant grâce au soleil.

Si vous n’avez pas encore entendu parler de la startup Air Booster, cela ne devrait pas tarder. La société, créée en 2019 par Christophe Fourcaud, veut profiter de l’énergie solaire pour préchauffer les bâtiments. Pour cela, elle a inventé le Solar Boost : Un panneau aérothermique de 2 mètres carrés qui permettrait de préchauffer l’air avant qu’il ne rentre dans une maison. Fabriqué en aluminium bas-carbone, il développe une puissance maximale de 1 400 W, et pourrait, en principe, chauffer de l’air jusqu’à 42 °C. Selon Air Booster, il permet de préchauffer l’air d’une pièce de 30 m² de l’ordre de 3 à 5 °C.

Son fonctionnement est particulièrement simple : un ventilateur de 12 V et un thermostat à installer dans le logement permettent de contrôler l’apport d’air à l’intérieur. Avant de rentrer dans le logement, l’air est préchauffé au contact du panneau en aluminium. Le tout est alimenté par un petit panneau photovoltaïque. L’été, le Solar Boost a également son intérêt : il permet d’apporter un rafraîchissement nocturne grâce à sa ventilation, et ainsi compenser un éventuel mauvais déphasage du bâtiment.

Une technologie pour les particuliers, mais aussi pour les pros

Avec le Solar Boost, Air Booster a voulu rendre accessible à tous cette low-tech. Le panneau est aussi facile à installer qu’abordable. Comptez 2 200 € pour un panneau. La startup ne s’adresse pas qu’aux particuliers, et a même commencé son activité en proposant des solutions pour les professionnels avec l’idée, plus globale, de transformer les bardages métalliques en radiateurs géants. Ces derniers reçoivent, en effet, beaucoup d’énergie de la part du soleil. Il n’est pas rare qu’un bardage métallique dépasse les 50 °C en plein hiver. L’entreprise a déjà installé sa solution sur plusieurs bâtiments, comme l’UIMM Bruges, ou un bâtiment de maintenance de la RATP.

Prometteuse, l’entreprise a reçu le soutien financier du groupe d’investissement Team for Planet, à hauteur de 1,5 million d’euros. En parallèle, elle est également lauréate du plan d’investissement France 2030.

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Si les pompes à chaleur air/air sont plébiscitées pour chauffer et refroidir nos logements en réduisant la consommation d’énergie, certains modèles ne peuvent étonnamment pas être pilotés intelligemment. Pourtant, contrôler son mode de chauffage ou de climatisation avec précision est un moyen efficace pour gagner en sobriété. Il faut donc troquer la sommaire télécommande pour un dispositif connecté. Nous avons testé la « commande intelligente de climatiseur de Netatmo », qui s’est montré » efficace sur une pompe à chaleur premier prix.

En consultant les sites de vente de pompes à chaleur air/air (aussi appelés « climatiseurs réversibles »), un détail nous a sauté aux yeux. De nombreux modèles ne sont pas, de série, pilotables au travers d’une application smartphone. Pour contrôler la température de consigne et le flux d’air, il faut donc utiliser une basique télécommande infrarouge. Souvent, celle-ci ne permet pas, ou difficilement, de gérer les horaires d’arrêt et de démarrage de la pompe à chaleur (PAC), et toutes ne proposent pas de « mode absence », entre autres fonctionnalités. C’est frustrant, d’autant qu’en pilotant finement son appareil, l’on peut réaliser davantage d’économies d’énergie.

Sur les modèles à bas prix, la connectivité Wifi est souvent proposée en option. Elle s’effectue grâce à un petit module à placer dans l’unité intérieure. En l’occurrence, sur notre appareil, un climatiseur réversible Airton parmi les moins chers du marché. Le module est vendu 99 € et permet le contrôle de la PAC à travers une application smartphone chinoise à l’ergonomie et aux fonctionnalités peu attrayantes. Plutôt que d’acheter à prix d’or cette option, nous avons choisi de tester la commande intelligente de climatiseur Netatmo, plus évoluée, pour un surcoût raisonnable de 20 euros. Il s’agit d’un boîtier externe présenté comme compatible avec « tous les climatiseurs avec une télécommande infrarouge dont l’écran affiche tous les réglages ».

Installation et configuration de la commande Netatmo

C’est heureusement le cas de notre pompe à chaleur, pourtant premier prix. Cette commande intelligente, lancée au printemps 2023 par la filiale de l’électricien français Legrand, fait finalement office de télécommande « augmentée ». Comme la télécommande classique fournie avec la PAC, elle transmet les ordres au travers d’un émetteur/récepteur infrarouge. Ce petit boîtier en plastique héberge également un capteur de température et d’humidité.

L’installation est extrêmement simple et rapide. Il suffit de brancher l’adaptateur à une prise secteur et de relier le câble micro USB (oui, ça existe encore…) à l’appareil. Il faut ensuite positionner le boîtier dans la pièce où se trouve l’unité intérieure, en veillant à bien positionner le petit œil infrarouge placé sur la tranche. Si Netatmo indique que le capteur infrarouge est omnidirectionnel, ce dernier n’est pas parvenu à transmettre les consignes à notre pompe à chaleur, située à 5 mètres en diagonale, mais en champ libre. Nous avons donc dû déplacer le boîtier sur une étagère afin qu’il se trouve parfaitement aligné face à l’unité intérieure, à 3 m de distance. La puissance de l’émetteur infrarouge n’est peut-être pas suffisamment élevée. Cela ne nous a pas posé de problème dans la configuration de notre pièce, mais nous aurions peut-être dû faire quelques petits travaux de perçage dans une autre situation (absence d’étagère face à l’unité intérieure).

Utilisation et fonctionnalités de la commande Netatmo

Pour utiliser la commande Netatmo, il est bien évidemment indispensable de disposer d’un réseau Wifi personnel. Il faut également télécharger l’application smartphone Home+Control, une appli française également utilisée par d’autres appareils connectés proposés par Legrand et ses marques. Le processus de démarrage et de reconnaissance de la pompe à chaleur est entièrement guidé et s’effectue sans encombre. Il nécessite de manipuler les touches de la télécommande d’origine du climatiseur (qui peut toujours être utilisée même avec le boîtier) pour que l’appareil puisse l’identifier. Après quelques minutes, l’on accède à l’ensemble des fonctionnalités offertes par le boîtier.

• Réglage de la température de consigne
• Réglage de la vitesse et de l’orientation du flux d’air
• Possibilité de créer des plannings de fonctionnement très précis pour chaque jour de la semaine (par exemple, pour avoir une température de consigne différente à telle heure de la journée, arrêter la PAC le week-end, la nuit, ou tout autre réglage).
• Possibilité de commander manuellement la PAC en outrepassant le planning pour une durée réglable (utile, par exemple, lors d’une absence prolongée ou pour rallumer la PAC hors planning)
• Possibilité de recevoir une notification si la PAC est éteinte lorsqu’on est de retour chez soi et de la rallumer automatiquement (cette fonction utilise la géolocalisation du smartphone, nous ne l’avons pas testée, car elle n’était pas utile dans notre cas).
• Consultation des courbes de température et d’humidité de la pièce mesurée par le boîtier.

L’ensemble des réglages proposés est satisfaisant. S’il faut consacrer quelques minutes au départ pour appréhender les nombreuses fonctions de l’application et créer son propre planning personnalisé, le programme fait correctement son travail au quotidien. Nous regrettons seulement l’absence d’un bouton « Vacances » sur l’appli, qui permettrait, en un clic, d’éteindre la pompe à chaleur lors d’une absence prolongée et de programmer son démarrage le jour et l’heure de son choix, sans avoir à modifier le planning habituel.

Notre avis sur la commande intelligente de climatiseur Netatmo

Malgré quelques petits défauts, la commande intelligente de climatiseur Netatmo reste un excellent outil pour maîtriser sa pompe à chaleur, que l’on soit en mode chauffage ou climatisation. Le capteur de température intégré au boîtier permet d’avoir un meilleur réglage du confort, les thermomètres intégrés aux unités intérieures et/ou aux télécommandes d’origine n’étant pas toujours très fiables ou correctement positionnés. On notera également la grande sobriété du boîtier, qui ne consomme que 0,3 W constants (mesuré par nos soins), soit 2,6 kWh par an (0,52 € au tarif réglementé de l’électricité), là où d’autres sont deux à trois fois plus gourmands.

Cependant, l’appareil pêche par son prix de vente, environ 120 euros, que nous estimons démesuré. S’il est un peu plus cher que les modules premier prix vendus en option par les fabricants de climatiseurs réversibles, il représente tout de même un sixième du coût de notre pompe à chaleur monosplit. C’est trop, d’autant qu’il ne fait appel à des composants très coûteux (optique infrarouge, wifi, thermomètre et hygromètre…). Pour le rentabiliser, il faudra économiser plus de 600 kWh d’électricité grâce à la planification. Cela correspond à environ deux mois de chauffe de la pièce équipée, dans notre situation. Pas gagné !

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Le réacteur de Flamanville sera arrêté jusqu’à fin mars, annoncent Les Echos. Sur les 100 premiers jours de mise en service, il aura connu 76 jours d’arrêt.

L’EPR de Flamanville accumule les contretemps. Depuis son raccordement au réseau électrique le 21 décembre 2024, l’unité nucléaire a connu de multiples arrêts, programmés ou non. Le dernier en date, initié le 15 février, a été prolongé jusqu’au 30 mars en raison d’aléas techniques imprévus.

Selon EDF, ces interventions concernaient initialement un circuit de refroidissement par eau de mer, utilisé uniquement en cas de situations exceptionnelles. Puis, l’arrêt a été prolongé le 22 février pour une intervention sur une sonde de température du circuit primaire, qui assure la transmission de la chaleur du cœur du réacteur au circuit secondaire. Enfin, le 28 février, EDF a décidé d’anticiper des réglages du groupe turbo-alternateur, afin d’optimiser son fonctionnement. « Ce n’est pas un aléa nucléaire mais un problème mécanique, lié à des frottements qui entraînent un échauffement des paliers, qui demandent des réglages très fins », explique une source syndicale citée par Les Échos.

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Une période de « rodage »

Le réacteur aura ainsi été immobilisé 76 jours sur ses 100 premiers jours d’exploitation. Une période de rodage inévitable, selon EDF, qui rappelle que la montée en puissance d’un réacteur de cette envergure nécessite des ajustements progressifs. « Sur une installation nouvelle, cela n’a rien de choquant. Ils auront d’autres problèmes de ce type. C’est toujours embêtant, mais sur des installations neuves, il y a toujours une période de rodage », indique un haut cadre du groupe à l’AFP.

Malgré ces contretemps, EDF assure que l’objectif d’atteindre 100 % de puissance à l’été reste inchangé. Une montée en charge qui devra toutefois composer avec d’autres arrêts programmés, prévus pour réaliser des ajustements supplémentaires. En parallèle, la centrale doit aussi gérer d’autres opérations de maintenance sur ses unités existantes. L’unité de production n°1, arrêtée depuis décembre 2024, ne redémarrera que mi-avril 2025, tandis que l’unité n°2 verra son arrêt repoussé à novembre.

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Quelle fiabilité pour les EPR ?

Le retard de Flamanville soulève des questions sur la fiabilité du modèle EPR alors que la France mise sur cette technologie pour relancer son programme nucléaire. Avec une construction qui a déjà pris 17 ans de retard et des coûts explosant à plus de 13 milliards d’euros contre 3,3 milliards initialement prévus, ce projet est devenu un symbole des difficultés industrielles françaises dans le secteur nucléaire.

Les prochaines étapes seront scrutées par les autorités. La montée en puissance de Flamanville à l’été 2025 constituera un test alors même que la France prévoit d’en construire six nouveaux dans les décennies à venir.

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La production d’électricité à l’échelle nationale bat des records, mais la consommation, elle, stagne. Dans ce contexte, les objectifs d’installation d’énergies renouvelables pour 2035 ont été remis en question par certains membres du gouvernement. 

La France a-t-elle été trop ambitieuse dans sa programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) ? Pour Vincent Berger, Haut Commissaire à l’énergie atomique, la réponse est oui. Selon lui, l’objectif de capacité de production de la France à l’horizon 2035, fixé à 692 TWh, est beaucoup trop élevé. Or, une surproduction d’électricité pourrait avoir des conséquences négatives pour les consommateurs et le contribuable.

Au regard des chiffres de la production électrique de ces dernières années, ces 692 TWh paraissent effectivement ambitieux. En 2024, la France n’a produit que 520 TWh d’électricité. Parmi cette production, près de 89 TWh ont été exportés, la faute à une consommation nationale qui ne parvient toujours pas à retrouver ses niveaux d’avant la crise sanitaire. Dans ces conditions, difficile de justifier une telle hausse de la production électrique. D’ailleurs, si la France peut actuellement exporter autant, rien ne permet d’affirmer qu’il pourra en être ainsi pendant les 10 prochaines années.

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Réduire les ambitions solaires, ou baisser le prix du kWh ?

De ce fait, la question de l’objectif fixé se pose. Vincent Berger explique, de surcroît, que la PPE a été construite selon la directive européenne qui vise à atteindre les 55 % de réduction d’émissions de CO2 par rapport à 1990 d’ici 2030. Or, à sept années de l’échéance, la France n’en est qu’à 31 % de réduction. La marche paraît donc trop haute.

Néanmoins, difficile de dire que la réduction des objectifs en matière de photovoltaïque soit une bonne solution. En revanche, il y a fort à parier que le prix actuel de l’électricité contribue grandement à la stagnation de la consommation électrique nationale. Malgré la récente baisse des tarifs réglementés, le prix du kWh encourage les français à limiter leur consommation, et freine le développement du secteur industriel. Une baisse du prix de l’électricité permettrait de rendre la France plus attractive, et ainsi favoriser le renouveau d’une industrie bas-carbone.

À ce sujet, l’après-ARENH constitue un enjeu majeur pour l’industrie française. Si celle-ci pouvait bénéficier de tarifs fixés à 42 €/MWh, les prix pourraient fortement évoluer à partir de 2026. À ce sujet, Aluminium Dunkerque, plus grand consommateur d’électricité de France, a exprimé un besoin urgent de garanties tarifaires pour rester compétitif à l’échelle mondiale. Pour l’heure, il se murmure que le tarif de base moyen pourrait être établi à 70 €/MWh. Il est considéré, pour beaucoup, comme trop élevé par rapport à d’autres régions du monde comme le Moyen-Orient, les Etats-Unis ou la Norvège.

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Ces trois containers fraîchement installés sur les berges de l’écluse de Barcarin, à Port-Saint-Louis-du-Rhône, ne paient pas de mine. Et pourtant, ils sont peut-être la première pierre d’une nouvelle énergie renouvelable, dont le potentiel s’élève à 15 % des besoins d’électricité mondiaux.

Ces trois containers en question constituent Opus-1, un prototype de centrale de production d’électricité issue de l’énergie osmotique. Ils ont été installés en décembre dernier par Sweetch Energy, une start up bretonne qui travaille à rendre exploitable l’énergie osmotique, produite lorsque de l’eau douce et de l’eau salée se rencontrent.

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Un prototype dans le delta du Rhône

Après 5 années de recherches et développement, la startup est prête à passer à la vitesse supérieure. Le prototype mis en place à Port-Saint-Louis-du-Rhône devra permettre de tester en conditions réelles pendant deux ans la technologie développée par Sweetch. En parallèle, l’entreprise vient d’investir ses nouveaux locaux, près de Rennes. Les 3 000 mètres carrés devront permettre de lancer l’industrialisation de sa membrane brevetée, appelée Inod.

L’entreprise a du pain sur la planche, car le potentiel mondial est colossal. Selon Nicolas Heuzé, cofondateur de la startup, l’énergie osmotique pourrait représenter 15 % de l’électricité mondiale d’ici 2050, à raison de 13 000 TWh. Rien qu’au niveau du delta du Rhône, où est implanté le prototype OPUS-1, le potentiel énergétique est estimé à 500 MW. Ce serait suffisant pour alimenter toute l’agglomération de Marseille ! Si elle est difficile à mettre en œuvre, l’énergie osmotique a un avantage fondamental sur l’éolien et le photovoltaïque : elle n’est pas intermittente.

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Le bois, au cœur de l’énergie osmotique ?

Malgré ses atouts indéniables, l’énergie osmotique n’a jamais pu être exploitée à son plein potentiel à cause de sa difficulté de mise en œuvre. Des entreprises comme Statkraft (Norvège) ou Redstack (Pays-Bas) ont bien tenté leur chance, mais elles ont finalement dû s’avouer vaincues par le coût de la membrane et son faible rendement.

C’est à ce niveau que Sweetch espère faire la différence. La startup est parvenue à mettre au point une membrane principalement fabriquée à partir de cellulose, ce qui lui permet d’être à la fois bon marché et respectueuse de l’environnement. Son coût de fabrication serait 10 fois moins élevé que les précédents modèles, tout en atteignant des performances 20 fois plus élevées. La formulation de ce matériau est protégée par 8 brevets, et gardée secrète. À terme, l’entreprise a pour objectif de réduire son prix à moins de 80 €/MWh.

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Sera-t-il possible, un jour, de produire de l’électricité à partir de n’importe quel cours d’eau, de n’importe quel réseau d’eau potable ? C’est la question à laquelle essaient de répondre les équipes du projet européen H-Hope. Les premiers résultats sont prometteurs, mais la route est encore longue avant l’exploitation de cette ressource. 

Comment récolter l’énergie qui se répand dans les réseaux d’eau sous forme de vibration ? C’est, en résumé, la question que se posent les équipes du projet européen H-Hope. Ce projet part d’un constat simple : il existe une importante quantité d’énergie non valorisée à travers les réseaux d’eau potables et d’eaux usées, mais également les cours d’eau ouverts ou encore les canaux. Dans un contexte d’optimisation permanente de l’impact environnemental, la récupération de cette énergie pourrait faire sens, et rendre plus accessible l’hydroélectricité. Aujourd’hui, celle-ci nécessite généralement des investissements financiers importants, ce qui freine son développement.

Avec ee projet H-Hope, l’objectif est donc de trouver un moyen de capter l’énergie générée par les vibrations induites par les vortex dans les flux hydrauliques. Pour l’heure, les équipes du projet sont parvenues à mettre au point des systèmes de récupération d’énergie capable d’alimentation des capteurs IoT (Internet of Things), capables de donner des informations en temps réel sur l’état des réseaux d’eau potable et d’assainissement.

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La petite hydraulique, un milieu difficile à dompter

Mais la route est encore longue, pour atteindre la commercialisation de procédés efficaces de production d’énergie de la petite hydraulique. Malgré tout, cette dernière est de plus en plus étudiée pour son potentiel en matière de production d’énergie. Selon une récente étude, depuis 2018, les publications sur le sujet ont littéralement explosé à travers le monde, et en particulier en Chine. Néanmoins, aucune technologie ne fait consensus à l’heure actuelle.

La récupération d’énergie vibratoire, comme le propose H-Hope est une piste prometteuse, également explorée par le projet américain VIVACE (Vortex Induced Vibration Aquatic Clean Energy), mais la commercialisation d’appareils de production d’énergie est encore lointaine. Il est d’ailleurs difficile de savoir quel type de rendement il serait possible d’obtenir avec ce type d’équipements.

En revanche, les micro-turbines installées dans les canalisations d’eau potable sont d’ores et déjà utilisées. On en trouve plusieurs exemples en France. Ces turbines utilisent la pression excessive de certains réseaux pour en faire de l’électricité.

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La Chine peut-elle réellement atteindre la neutralité carbone d’ici 2060 ? Malgré d’importants efforts dans les renouvelables, il est difficile d’y croire quand on sait que le plus grand émetteur mondial continue d’investir massivement dans la source d’énergie la plus polluante.

C’est à croire que la Chine ne veut pas se séparer du charbon. En 2024, de nouvelles centrales totalisant près de 100 GW sont entrées en chantier selon un rapport publié par le Centre de recherche sur l’énergie et l’air pur (CREA) et le Global energy monitor (GEM). Pour l’instant, la trajectoire chinoise en matière de transition énergétique semble aller à l’encontre des intentions du Président Xi Jinping, qui affirmait en 2021 vouloir contrôler strictement les projets de centrales à charbon. Par ailleurs, les investissements continus de Pékin dans cette source d’énergie ruinent les efforts du reste du monde pour s’en défaire. En effet, en 2024, le parc mondial du charbon a diminué de 9,2 GW, une quantité ridicule face aux énormes ajouts de la Chine.

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Une dépendance au charbon toujours plus forte malgré la hausse des renouvelables

La Chine est réputée pour ses projets démesurés d’énergies renouvelables. Au cours de l’année 2024, elle a installé 356 GW de solaire et d’éolien, 4,5 fois plus que les nouvelles installations en Union européenne selon le rapport. Pourtant, parallèlement, les investissements dans le charbon s’accumulent. Rien qu’au cours de l’année 2024 :

• des centrales à charbon totalisant 94,5 GW sont entrées en construction, un record depuis 2015 ;
• des projets suspendus représentant 3,3 GW ont repris ;
• 66,7 GW ont été approuvés ;
• 30,5 GW sont entrés en service.

Des chiffres plutôt inquiétants au vu des objectifs climatiques à atteindre d’ici seulement quelques décennies, même si certains d’entre eux ont connu une diminution par rapport aux années précédentes.

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Pourquoi le charbon continue-t-il à être largement exploité ?

Selon le CREA, la montée en puissance du charbon en Chine s’explique en partie par l’implication des grandes entreprises minières. Pour assurer la poursuite de leur exploitation, elles financent elles-mêmes la construction de nouvelles centrales. 75 % des projets approuvés seraient soutenus par ces sociétés. Et dans ce schéma, la demande réelle du marché n’est pas prise en compte.

De leur côté, les gouvernements locaux justifient ces projets par la nécessité de sécuriser l’approvisionnement et de faciliter l’intégration des énergies renouvelables. Pourtant, ces sources propres peinent à s’imposer, les heures de fonctionnement étant majoritairement couvertes par les centrales fossiles. Le charbon qui n’est plus censé être qu’un soutien continue fermement d’être une source de production de base. D’autant plus que les producteurs ont de gros clients soumis à des contrats d’achat d’électricité au charbon sur le long terme. Les acheteurs ne peuvent pas s’orienter vers les énergies propres sous peine de pénalité.

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Le Japon vient d’annoncer sa volonté de revenir massivement à l’énergie nucléaire pour décarboner sa production d’électricité, quelques jours avant la visite du directeur de l’Agence internationale de l’énergie atomique à Fukushima. 

Le Japon semble définitivement prêt à tourner la page de Fukushima. Quatorze ans après l’accident nucléaire, le pays renoue avec l’ambition de développer un parc nucléaire conséquent, capable de produire 20 % de l’électricité du pays. Avant 2011, le nucléaire représentait 30 % du mix électrique japonais grâce à ses 54 réacteurs nucléaires. Mais à la suite de l’accident de Fukushima, tous les réacteurs ont été arrêtés. Ce n’est qu’à partir de 2015 que certaines centrales ont été relancées très progressivement. En ce début d’année 2025, le pays ne compte que 14 réacteurs en service, pour 8,5 % du mix électrique.

Si le pays ne vise plus les 50 % du mix électrique, comme avant l’accident, il souhaite tout de même franchir la barre des 20 % grâce à la mise en service de nouveaux réacteurs d’ici 2040, afin de réduire ses émissions de CO2.

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Du nucléaire et du photovoltaïque

Cet objectif a été fixé dans la feuille de route énergétique du pays pour les 25 prochaines années. Le gouvernement Shigeru Ishiba vise, en effet, à baisser de 73 % ses émissions de gaz à effet de serre d’ici à 2040 par rapport à 2013.

Pour y parvenir, le pays veut mettre en place une production électrique :

• 40-50 % d’énergies renouvelables,
• 30-40 % d’énergies fossiles,
• 20 % de nucléaire.

Outre la réduction des émissions de CO2, ce nouveau mix permettrait au Japon d’être moins dépendant du Moyen-Orient, en matière d’énergie. Si cette feuille de route témoigne d’une accélération du recours au nucléaire, elle met également en évidence les objectifs japonais en matière d’énergies renouvelables. Celles-ci pourraient représenter 40  à 50 % du mix électrique, grâce à l’hydroélectricité, mais surtout grâce au photovoltaïque, et pas n’importe lequel. Le Japon compte beaucoup sur les cellules solaires à pérovskite. Ces dernières ont l’avantage d’être plus fines, plus légères et plus souples que les cellules photovoltaïques au silicium. Les exemples d’applications se multiplient avec la création de murs insonorisés solaires le long de certaines voies du Shinkansen. Même le toit du Dôme Fukuoka, un stade japonais de baseball, devrait être recouvert de cellules photovoltaïques à pérovskite.

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En matière de rénovation énergétique, Ma Prime Rénov’ n’est pas le seul organisme qui permet d’alléger sa facture de travaux. Il existe de nombreuses aides locales, à condition de mettre la main dessus. 

Sur le papier, la rénovation énergétique de son logement ne présente que des avantages. Cette opération permet d’améliorer son confort, de réduire sa facture, et de limiter son impact environnemental. Pour cela, il existe deux axes principaux : améliorer l’isolation du logement et remplacer son système de chauffage. C’est ce deuxième axe qui va nous intéresser aujourd’hui.

En quelques années, la pompe à chaleur air/eau est devenue la solution phare pour remplacer des systèmes de chauffage central fonctionnant aux énergies fossiles comme les chaudières au fioul ou à gaz. Un seul élément peut venir son remplacement : le prix. Pour pallier cet inconvénient, il existe de nombreuses aides. Et si vous connaissez sans doute les plus connues comme MaPrimeRenov’ ou les Certificats d’Économies d’Énergie (CEE), il en existe d’autres, dont vous ne soupçonnez peut-être pas l’existence.

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La pompe à chaleur, incontournable de la rénovation énergétique

Commençons par le commencement : pourquoi opter pour une pompe à chaleur (PAC) air/eau ? Ce type de chauffage a tout simplement un atout majeur : sa consommation énergétique, lorsqu’elle est bien configurée et installée. Ces installations, qui récupèrent les calories présentent dans l’air extérieur, peuvent atteindre des COP (Coefficient de performance) supérieur à 3 selon la température extérieure. Elle est parfaitement adaptée pour un logement bien isolé.

Néanmoins, les PAC air/eau ont un défaut : leur prix. Selon une étude réalisée par l’ADEME en 2021, une PAC air/eau de 10-12 kW de puissance coûte en moyenne 12 180 €. La pose du matériel coûte, en moyenne, 1 730 €. Au total, il faut donc dépenser 14 000 € pour remplacer son système de chauffage.

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Les aides nationales pour les pompes à chaleur air/eau

Heureusement, les aides financières sont nombreuses pour favoriser le remplacer des systèmes de chauffage, et rénover énergétiquement les logements. L’aide MaPrimeRenov’, qui est la plus connue de toutes, peut financer une partie de l’installation d’une PAC air/eau, d’une PAC géothermique ou encore d’une PAC solarothermique. Pour en profiter, il faut remplir certaines conditions, en particulier en termes de revenus. Ce barème est disponible sur le site de l’État France Rénov’.

Outre les conditions de revenu, MaPrimeRénov’ est également conditionnée au modèle de PAC, qui doit remplir certaines exigences techniques, et à l’artisan qui s’occupe de la pose. Celui-ci doit, en effet, être certifié RGE. MaPrimeRénov’ n’est pas exclusive, d’autres dispositifs permettent d’alléger la note. Il existe, par exemple, la prime « Coup de pouce chauffage » qui peut être attribuée lors du remplacement d’une chaudière au charbon, au fioul ou au gaz. Cette aide s’adresse à tous types de ménage, mais le montant de la prime est plus élevé pour les foyers aux revenus modestes et très modestes.

Pour en finir avec les aides nationales, les certificats d’économies d’énergie permettent d’économiser quelques centaines d’euros.

Les aides locales pour les pompes à chaleur air/eau

Les aides financières à l’échelle nationale ne sont pas les seuls dispositifs encourageant la rénovation énergétique des logements. En effet, certains conseils régionaux et départementaux, ainsi que des communautés de communes, ont mis en place des dispositifs parfois très intéressants pour aider les ménages à remplacer leur système de chauffage.

À titre d’exemple, la communauté d’agglomération Lorient Agglomération propose une aide à la rénovation énergétique pouvant aller de 1 000 à 3 000 €. Cette aide est disponible pour les revenus modestes et très modestes, et peut être cumulée avec un éco PTZ (éco prêt-à-taux-zéro). De son côté, le conseil départemental du Morbihan a mis en place le programme « Habiter Mieux ». Celui-ci octroie une aide pouvant atteindre 1 000 € si les travaux réalisés permettent d’atteindre une performance énergétique supérieure de 25 %, par rapport à l’installation remplacée. Dans les Bouches-du-Rhône, il est possible de cumuler l’aide nationale Ma Prime Rénov’ avec l’aide locale « Provence Eco Rénov », qui peut atteindre 4 000 € sous conditions de revenus.

De manière plus générale, de nombreux conseils départementaux et régionaux disposent de leur propre programme d’aides à la rénovation énergétique. « Éco-Rénovation » pour l’Île-de-France, « Éco chèque logement » pour l’Occitanie, ou encore« Habitat Durable » pour la Nouvelle-Aquitaine. N’hésitez pas à fouiller le site internet de votre département, de votre région, mais aussi de votre ville, voire de votre communauté de communes pour vérifier la présence d’une aide. Soyez persévérants, car ces aides sont parfois méconnues et peu mises en avant par les collectivités.

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Comment les trouver et en profiter ?

Si ces programmes existent bel et bien, le plus dur reste de les trouver, et d’en connaître les conditions. En effet, chaque programme affiche des critères, et des montants d’aides différents, ce qui rend les recherches difficiles. Heureusement, il existe une solution : le répertoire de l’Agence nationale pour l’information sur le logement (ANIL). Cet organisme a, en effet, répertorié l’ensemble des aides locales relatives à la rénovation énergétique, mais également à l’adaptation des logements pour les personnes âgées et handicapées.

Son fonctionnement est simple. Il suffit de se rendre sur la page du répertoire, et de sélectionner la région voulue. Il est ensuite possible de préciser le département et même la ville, ainsi que le statut du bénéficiaire. Par exemple, on peut constater que les habitants de la commune de Ploermel (56), peuvent profiter de 3 programmes d’aides relatifs à la rénovation énergétique. Chaque programme s’applique à des situations différentes : situation standard, copropriétés ou habitats dégradés.

Contacter le service urbanisme de la commune ou un conseiller France Renov’

Outre la plateforme de l’ANIL, qui permet d’avoir un aperçu de toutes les aides locales proposées pour la rénovation énergétique, il convient de contacter le service urbanisme de votre mairie pour vous assurer que les dispositifs sont toujours d’actualité, ou qu’il n’en existe pas de nouveaux.

En parallèle, les conseillers France Rénov’ sont bien souvent au fait des différentes aides locales disponibles. Ils peuvent ainsi accompagner les ménages dans l’estimation des aides financières totales, mais également dans les différentes démarches à réaliser pour réellement en bénéficier.

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Symbole des paradoxes de nos sociétés, les terrains de golf à travers le monde occupent une superficie plus importante que les énergies renouvelables. Du moins, pour le moment. 

Le centre de recherche allemand FZ Jülich vient de publier une étude montrant que dans les 10 pays où il y a le plus de terrains de golf au monde, la superficie de ces derniers dépasse celle des moyens de production d’énergie renouvelable issus de l’éolien et du photovoltaïque. Pour conduire cette étude, les chercheurs ont d’abord utilisé OpenStreetMap pour repérer les quelque 38 400 terrains de golf dans le monde. 80 % d’entre eux sont situés dans les 10 pays qui en comptent le plus avec, sans surprise, les États-Unis en tête (16 000 terrains).  Ils ont ensuite calculé le potentiel d’énergies renouvelables de ces terrains de golf, en les couvrant virtuellement d’éoliennes et de panneaux photovoltaïques.

Avec un taux de couverture de la superficie à 75 %, la capacité théorique photovoltaïque atteindrait 842 GWc, et la capacité éolienne 659 GWc. La capacité éolienne projetée représente davantage que la capacité éolienne actuellement installée dans ces pays, s’élevant à 646 GWc. En matière de photovoltaïque, la France possède presque autant de puissance solaire déployée que le potentiel de ses terrains de golf, si on considère une couverture technique de 50 %. En ce qui concerne l’éolien, la France possède autant de puissance éolienne que de potentiel avec ses terrains de golf (sans toutefois considérer les limites administratives).

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Une étude symbolique

À travers cette étude, les chercheurs de FZ Jülich n’ont pas pour objectif de convertir tous les terrains de golf en site de production d’énergie renouvelable, mais de mettre en lumière la place réelle, en termes de superficie, qu’occupent les énergies renouvelables dans le monde. D’ailleurs, comparer la capacité de production d’énergie renouvelable aux nombres de terrains de golf n’a pas beaucoup d’intérêt d’un point de vue scientifique. La répartition des terrains de golf est très hétérogène à travers le monde, et fortement influencée par la culture des pays. Par exemple, le Royaume-Uni dispose de plus de 3 000 terrains tandis que la France n’en compte que 750.

Cette étude permet tout de même de mettre en évidence le fait qu’à l’heure actuelle, les énergies éoliennes et photovoltaïques ne représentent finalement pas une place très importante, et que le potentiel d’installation est encore très élevé. Malgré tout, cette publication pourrait donner des idées. Au Japon, dans la préfecture de Hyogo, un terrain de golf a été converti avec succès en centrale photovoltaïque. La Ako Mega Solar Power Plant est équipée de quelque 260 000 panneaux photovoltaïques répartis sur 76 hectares. La centrale produit environ 125 GWh par an, soit l’équivalent de la consommation de 29 000 logements.

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Pour décarboner nos économies, nous allons avoir besoin d’électricité. De beaucoup d’électricité bas-carbone. Et, entre autres, d’une électricité nucléaire. L’Agence internationale de l’énergie (AIE) confirme aujourd’hui que le secteur connait un renouveau.

Depuis plus de 50 ans, le nucléaire fournit de l’électricité et de la chaleur aux consommateurs de plusieurs pays. Et dans un monde où la demande en sources d’énergie bas-carbone est appelée à exploser, l’Agence internationale de l’énergie a décidé de se poser la question de la place de l’énergie nucléaire. Aujourd’hui, elle compte pour un peu moins de 10 % de la production d’énergie dans le monde. Mais elle reste la deuxième source d’électricité bas-carbone après l’hydroélectricité.

Vers un record de production d’électricité nucléaire

Dans un rapport intitulé « The Path to a New Era for Nuclear Energy », les experts de l’AIE notent d’abord que, même si quelques pays dans le monde ont fait le choix d’abandonner le nucléaire, la production mondiale augmente. Le résultat d’une relance au Japon, de la fin des travaux de maintenance en France, mais aussi de la mise en service de nouveaux réacteurs — portant leur nombre à presque 420 — en Chine, en Inde, en Corée et en Espagne. Pas moins de 63 réacteurs nucléaires sont actuellement en construction pour une puissance totale de 70 gigawatts (GW). La durée de vie de plus de 60 réacteurs a été prolongée. Et certains affichent désormais l’ambition de multiplier par trois la capacité mondiale d’ici 2050. En 2025, déjà, la production d’énergie nucléaire devrait atteindre un record historique.

Selon les experts de l’AIE, tout est réuni pour que l’énergie nucléaire entre dans une nouvelle ère de croissance. L’intérêt est au plus haut depuis les crises pétrolières des années 1970. Plus de 40 pays ont fait le choix de soutenir l’utilisation de cette énergie « qui apporte des avantages avérés en matière de sécurité énergétique ainsi que des réductions d’émissions, en complément des énergies renouvelables ». Et au cœur du changement, les experts voient les petits réacteurs modulaires, les fameux SMR — pour Small Modular Reactor.

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Les SMR au cœur du renouveau du nucléaire

Rien que si les politiques actuelles sont suivies, la puissance totale des SMR installés d’ici 2050 sera de 40 GW. Mais « le potentiel est bien plus grand ». Notamment parce que les centres de données pourraient bénéficier de leur électricité bas-carbone. Amazon, Google ou encore Meta ont déjà fait part de leur intérêt pour la technologie. Ainsi, il ne manquerait plus que des politiques de soutien claires et une réglementation simplifiée pour que la capacité totale des petits réacteurs modulaires attendue pour le milieu de ce siècle soit triplée. Dépassant les 120 GW répartis en un millier de SMR.

Si les coûts de construction de ces petits réacteurs modulaires pouvaient être ramenés à des niveaux comparables à ceux des réacteurs à grande échelle — soit environ 4 500 dollars par kilowatt d’ici 2040 en Europe —, l’AIE estime que leur nombre augmenterait encore de 60 % supplémentaires. L’Agence tablerait alors sur une puissance de 190 GW en 2050. Elle souligne que cette trajectoire est plus ambitieuse que les principales de celles que ses experts ont retenues. Mais moins ambitieuse que celle présentée par les développeurs de projets SMR. L’attrait pour ces petits réacteurs modulaires aurait par ailleurs pour effet de redistribuer vers l’Europe et les États-Unis notamment, un marché du réacteur nucléaire qui est aujourd’hui dominé par des technologies chinoises et russes.

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Le nucléaire, difficile à égaler

Pour dépasser la difficulté que pourrait poser l’insuffisance du financement public, l’AIE conseille au secteur de se standardiser afin de réduire les risques, le temps et le coût associés à la construction de chaque réacteur. De ce point de vue encore, les SMR ont leur épingle à tirer du jeu. Leurs coûts d’investissement devraient en effet pouvoir être ramenés — une fois de premiers projets établis et la technologie éprouvée — à des niveaux similaires à ceux des grands projets d’énergie renouvelable tels que l’éolien offshore et la grande hydroélectricité.

En conclusion, les experts de l’AIE soulignent que « l’énergie nucléaire n’est qu’une des nombreuses technologies nécessaires à l’échelle mondiale pour un avenir énergétique plus sûr et plus durable. Mais qu’il peut fournir des services à une échelle qui est difficile à reproduire avec d’autres technologies à faibles émissions. » Pour en profiter, les gouvernements devront adopter une approche globale, englobant des chaînes d’approvisionnement robustes et diversifiées, une main-d’œuvre qualifiée, un soutien à l’innovation, des mécanismes de réduction des risques pour les investissements ainsi qu’un soutien financier direct, et une réglementation efficace et transparente en matière de sûreté nucléaire, ainsi que des dispositions pour le démantèlement et la gestion des déchets. Il n’y a plus qu’à…

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Avec 89 térawattheures (TWh) d’exportation d’électricité vers nos voisins européens et 2,5 milliards euros d’investissement, le gestionnaire français du réseau d’électricité voit pourtant son chiffre d’affaires baisser.

Le gestionnaire du réseau électrique français, RTE, a présenté ses résultats annuels de 2024. Dans un contexte de retour à des niveaux de production d’électricité pré-crise et de stabilisation des prix de marché, l’entreprise affiche un chiffre d’affaires de 5,56 milliards d’euros, en recul de 9 % par rapport à 2023. Le résultat net s’élève à 171 millions d’euros, marquant un fort repli comparé à 2023 (417 M€) et 2022 (485 M€).

La production électrique française a atteint 536,5 TWh en 2024, des niveaux similaires à l’avant-crise des prix et du nucléaire. Cette dynamique a favorisé un solde exportateur jamais vu auparavant, de 89 TWh vers les pays voisins. Le prix spot moyen de l’électricité s’est établi autour de 60 €/MWh, stabilisé après les fortes fluctuations des années précédentes.

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Un chiffre d’affaires en baisse malgré une consommation en hausse

Les recettes d’accès au réseau – une sorte de péage — portées par une hausse de la consommation industrielle (+3 TWh) ont progressé de 4 %, atteignant 4,2 milliards d’euros. Toutefois, la baisse des écarts de prix entre la France et ses voisins a pesé sur les revenus des interconnexions, en recul de 770 millions d’euros. Les coûts d’exploitation sont restés élevés, notamment en raison du coût des réserves nécessaires au maintien de la fréquence et des achats d’électricité pour compenser les pertes sur le réseau. La consommation a, elle aussi, repris le chemin de la hausse après des années en berne.

RTE a poursuivi une politique d’investissement croissante chaque année, dépassant pour la première fois les 2,5 milliards d’euros (+508 millions d’euros en un an). Cette hausse de 37 % par rapport à 2023 s’inscrit dans une trajectoire de 100 milliards d’euros d’investissement à 2040 pour intégrer les énergies bas-carbone et poursuivre les projets d’interconnexion comme le Celtic Interconnector (avec l’Irlande) et golfe de Gascogne (France et Espagne en 2028).

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Hausse de l’endettement

L’augmentation des investissements s’est accompagnée d’une hausse de l’endettement net de 13 %, atteignant 11,75 milliards d’euros. Pour financer ses projets, RTE a levé 2,25 milliards d’euros sur les marchés obligataires, incluant une tranche verte de 750 millions d’euros dédiée aux raccordements d’énergies renouvelables.

Alors que 2024 marquait la fin de la période tarifaire TURPE 6 HTB (2021-2024), RTE a présenté en février 2025 les grandes orientations de son prochain schéma décennal de développement du réseau (SDDR). Ce plan vise à accélérer la transition énergétique, adapter le réseau aux évolutions climatiques et soutenir la réindustrialisation du pays.

Avec une évolution tarifaire validée par la Commission de régulation de l’énergie (CRE) au 1er février 2025, RTE assure disposer des moyens nécessaires pour poursuivre la modernisation du réseau.

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