Ekwateur lance une offre de Noël limitée aux 5 000 premières souscriptions, où il propose un tarif du kilowattheure particulièrement bas en option base. Le rabais atteint -22 % par rapport au tarif réglementé, ce qui en fait l’offre la moins chère au moment où nous publions cet article.

Le fournisseur alternatif d’énergie « verte » Ekwateur, qui compte environ 130 000 clients, frappe un grand coup pour les fêtes avec son offre « -22 %». Cette promotion limitée aux 5 000 premières souscriptions propose un tarif du kilowattheure à 0,1601 € TTC (0,1034 € HT), soit 22 % de moins que le tarif réglementé EDF actuellement fixé à 0,1952 € TTC.

Il s’agit du tarif le plus compétitif du marché français pour les foyers en option base à ce jour. Les fournisseurs baissent sensiblement les prix pour les particuliers ces derniers mois, conséquence de la dégringolade des tarifs de l’électricité sur le marché de gros, notamment due à l’atonie de la demande.

Pas de rabais sur l’option heures pleines / heures creuses

Concrètement, un ménage moyen en compteur 6 kVA option base paiera 1 148 € par an contre 1 357 € au tarif réglementé selon Ekwateur, soit une économie de 209 € annuels. L’abonnement mensuel reste aligné sur les tarifs réglementés, à quelques centimes près : 15,59 € TTC pour un compteur 6 kVA et 23,58 € TTC pour un 12 kVA, par exemple. Autre avantage de taille : le prix du kWh est garanti fixe pendant un an, contrairement au tarif bleu EDF qui peut évoluer jusqu’à deux fois par an.

Attention toutefois, cette offre ne concerne que l’option tarifaire « base » et les puissances inférieures à 36 kVA. Étrangement, Ekwateur ne propose pas de rabais sur l’option « heures pleines/heures creuses ». Elle s’adresse donc particulièrement aux petits et moyens consommateurs.

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L’Europe s’apprête à démultiplier ses capacités de stockage énergétique. Plus d’une centaine de gigawatts seront installés dans les cinq prochaines années pour renforcer la flexibilité des réseaux. Longtemps dominé par les stations de pompage-turbinage, le marché laissera bientôt la première place aux batteries.

Le stockage énergétique reste l’une des principales solutions pour garantir la stabilité des réseaux électriques. Avec la profonde transformation que connaît aujourd’hui le système électrique mondial, les besoins dans ce domaine augmentent fortement. En Europe, les perspectives sont particulièrement optimistes. La croissance estimée est de plus de 115 % d’ici 2030 selon un nouveau rapport publié par l’Association européenne du stockage d’énergie et la société d’analyse et de recherche LCP Delta.

Le document souligne également un autre point très important : malgré la croissance spectaculaire des batteries, les stations de transfert d’énergie par pompage-turbinage (STEP) dominent le marché. L’écart entre les deux technologies s’est toutefois considérablement resserré, au point que la tendance devrait bientôt s’inverser. Début novembre, l’Union européenne, le Royaume-Uni, la Suisse et la Norvège totalisaient ainsi 53,6 GW de STEP, contre 48,8 GW de batteries. Mais au cours des prochaines années, le stockage électrochimique devrait dépasser largement l’hydroélectricité. Les deux organismes estiment qu’à la fin de la décennie, l’Europe atteindra une puissance totale de 215 GW, dont 160 GW fournis par les batteries.

Un rythme soutenu au cours des prochaines années

Le rythme de croissance sera donc plus soutenu entre 2025 et 2030. Selon les estimations, l’Europe déploiera entre 20 à 25 GW par an, tous segments confondus (batteries résidentielles, les installations commerciales et industrielles, et les projets grande échelle).

Les grands projets deviendront particulièrement attractifs pour les investisseurs. Leur développement sera surtout soutenu par une rentabilité accrue et des aides ciblées. Du côté des particuliers, les ventes de batteries devraient repartir à la hausse à partir de 2027. Cette reprise sera stimulée par le rebond du marché photovoltaïque et l’électrification des usages domestiques. Quant au secteur commercial et industriel, l’adoption du stockage devrait, elle aussi, s’intensifier rapidement, un déploiement qui sera « conditionné par les politiques, les sources de revenus, les règles du réseau et les tarifs », mentionne le rapport.

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Baisse des émissions du secteur électrique, faible réduction de celles de l’industrie : la Commission européenne fait le bilan sur les émissions couvertes par le marché carbone.

Le dernier rapport de la Commission européenne sur le système d’échange de quotas d’émission (EU ETS) confirme une baisse des émissions du secteur de l’électricité. Bruxelles observe qu’en 2024, les émissions des centrales électriques couvertes par l’EU ETS ont diminué de près de 11 % par rapport à 2023. C’est donc devenu une habitude : depuis 2005, les émissions combinées du secteur électrique et de la production de chaleur ont reculé d’environ 50 %.

Les énergies bas carbone éjectent les fossiles

La dynamique tient principalement à la progression des énergies renouvelables et du nucléaire qui éjectent progressivement les combustibles fossiles. Le rapport souligne notamment que la consommation de charbon a atteint en 2024 un niveau historiquement bas et que le remplacement progressif du charbon par le gaz, puis par des sources bas-carbone, y participe grandement.

L’amélioration du mix électrique devrait ainsi procurer un effet d’entraînement pour le reste de l’économie puisque toute électrification des usages industriels bénéficie directement d’une électricité désormais beaucoup moins carbonée et moins chère.

L’industrie a un temps de retard sur l’électricité

Pourtant, cette transformation décarbonée du secteur électrique contraste avec l’évolution des émissions du secteur industriel. En 2024, les installations industrielles couvertes par l’ETS n’ont réduit leurs émissions que de 0,8 % par rapport à 2023. Certains secteurs à forte intensité carbone (sidérurgie, chimie, engrais…) montrent même des signes de stagnation, voire de légère hausse.

Malgré cette inertie, les émissions totales combinées du secteur électrique et de l’industrie ont tout de même diminué de 5,8 % en un an grâce presque exclusivement aux effets observés dans la production d’électricité. La Commission insiste donc, en creux, sur un point : la transformation profonde des procédés industriels eux-mêmes ne tient pas qu’au levier électrique.

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Non loin de Marseille, le projet Deos, qui devait faire de la zone portuaire de Fos-sur-Mer un site majeur d’assemblage d’éoliennes en mer de très grande taille, doit revoir ses plans à la baisse. La proximité de la base aérienne 125 d’Istres, la plus grande de France, limite fortement la hauteur des installations.

Autour de la très stratégique base aérienne d’Istres (Bouches-du-Rhône), aucune structure ne peut dépasser le plafond de 190 m fixé par les militaires. Même à plus de 10 km de distance. Une restriction qui compromet le scénario initial du projet Deos, qui prévoyait d’ériger des structures capables d’assembler des turbines de 300 mètres de hauteur, aussi grandes que la tour Eiffel. Ces mastodontes devaient éclipser les trois premières éoliennes du tout proche parc Provence Grand Large, en service depuis l’été 2025 dans le golfe de Fos avec leurs 175 mètres.

Construire des flotteurs plutôt que des éoliennes

Aucune dérogation n’est envisageable à ce jour selon le Grand port maritime de Marseille (GPMM), sur lequel le projet doit être construit. Cette contrainte force le projet à se réorienter vers une solution alternative, moins grandiose. Le plan B prévoit donc d’affecter les 120 hectares (75 terrestres et 45 maritimes avec un kilomètre de quai) à la seule fabrication des flotteurs, ces socles qui soutiennent les éoliennes flottantes. L’assemblage final des turbines serait quant à lui délocalisé vers Port-la-Nouvelle dans l’Aude, préservant ainsi une production régionale sur le pourtour méditerranéen.

Cette réorganisation intervient alors que la côte méditerranéene française s’apprête à accueillir plusieurs parcs éoliens flottants. Entre Fos et Port-la-Nouvelle, l’objectif fixé vise une capacité de 4,2 gigawatts d’ici 2050 – soit presque trois fois la puissance de l’EPR de Flamanville. Trois sites pilotes testent actuellement différentes technologies avant le déploiement des premiers parcs industriels programmé pour 2031-2032. Reste à savoir si les exigences militaires évolueront d’ici la livraison du terrain, prévue fin 2028.

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Après deux années marquées par la crainte d’un déficit électrique, notamment en hiver, le Bilan prévisionnel 2025 présenté par le gestionnaire du réseau RTE montre un net renversement de situation. La France entre dans une phase de surcapacité de production qui pourrait se prolonger jusqu’en 2028.

Cette situation vient d’une consommation qui n’augmente pas (la demande reste inférieure de 20 TWh à celle d’avant la pandémie) et d’une capacité de production renouvelable installée importante combinée à un nucléaire en forme. Conséquence, les prévisions de consommation sont pour la première fois revues à la baisse d’environ 100 TWh, avec une fourchette comprise entre 505 TWh (décarbonation lente) et 580 TWh (décarbonation rapide).

Un ralentissement de l’électrification

Dans son communiqué, Réseau de transport d’électricité (RTE) explique qu’il s’agit d’un « ajustement structurel » lié à l’efficacité énergétique, à la modération des usages et au ralentissement de l’électrification dans plusieurs secteurs clefs. Et ça change tout aux trajectoires prévues depuis 2021. Dans son scénario de « décarbonation rapide », RTE estime que la France peut substituer rapidement pétrole et gaz par de l’électricité bas-carbone, en s’appuyant sur les véhicules électriques, les pompes à chaleur et la réindustrialisation. Ce scénario — le seul compatible avec les objectifs climatiques — suppose une électrification rapide mais il s’éloigne.

À l’inverse, le scénario de « décarbonation lente » verrait la demande augmenter plus progressivement sous l’effet d’une croissance économique dégradée ou d’un manque de soutien public. RTE n’exclut notamment pas un ralentissement ciblé des installations de capacités renouvelables, notamment pour le solaire au sol, les installations résidentielles et l’éolien terrestre. Un réglage provisoire destiné à éviter des coûts que RTE juge excessifs pour équilibrer le réseau ou une modulation accrue du nucléaire — modulation qui atteindrait 30 TWh supplémentaires en cas d’offre durablement excédentaire.

La surcapacité électrique, une aubaine pour l’industrie ?

Mais RTE insiste : ce ralentissement des installations de nouveaux moyens de production ne doit être ni durable ni acté stratégiquement. Un coup de frein prolongé risquerait de désorganiser les filières industrielles, déjà sensibles aux politiques de stop-and-go. Les producteurs d’énergies renouvelables, par la voix de leurs lobbys, alertent régulièrement sur ces risques.

RTE voit dans cette fenêtre de surcapacité un levier industriel. Le gestionnaire du réseau français indique que plus de 30 GW de projets industriels sont déjà engagés via des demandes de raccordement, même si bien sûr tous ne verront pas le jour. Il appelle ainsi l’État à mieux piloter le rythme d’électrification, pointant le retard de deux ans pris par la publication de la Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) et la Stratégie nationale bas carbone (SNBC).

Cette situation doit rester provisoire, insiste RTE

À rebours des discours appelant à freiner la transition, RTE insiste sur le fait que c’est bien une parenthèse, pas un atterrissage durable. Nous montrions ainsi que la France pourrait consommer moins d’électricité qu’anticipé en raison des habitudes de sobriété et d’efficacité énergétique croissante. Dans un contexte où l’État cherche à rationaliser le soutien public à l’énergie, nous questionnions l’opportunité de subventionner directement la demande pour qu’elle décolle.

Thomas Veyrenc, directeur général économie, stratégie et finances de RTE, indique à Contexte que les prochains trimestres seront cruciaux pour remettre la France sur la trajectoire de neutralité carbone. Pour lui, atteindre les objectifs imposera à court terme une concrétisation rapide de la hausse de la demande et, à plus long terme, le développement de nouvelles capacités de production, y compris renouvelables. La manière dont ce Bilan prévisionnel sera accueilli pourrait influencer les textes de planification énergétique, comme la PPE et la SNBC, toujours bloqués par le gouvernement.

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C’est une victoire de taille, vers la réalisation du projet Cigéo. L’ASNR vient de publier un avis favorable concernant le projet de stockage géologique des déchets nucléaires qui devrait être mis en service à Bure (Mesure) en 2050. 

Le projet Cigéo vient de franchir une nouvelle étape cruciale à sa concrétisation, cette semaine, avec la publication de l’avis technique de l’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection (ASNR). Après 30 mois d’expertise et d’instruction, l’ASNR a jugé que les conditions de sûreté du projet étaient satisfaisantes. Désormais, le projet doit être soumis à une enquête publique d’ici la fin de l’année 2026. À l’issue de cette dernière, le gouvernement pourra délivrer une autorisation de création du site par le biais d’un décret du Conseil d’État. Ce décret ne devrait pas être publié avant 2028.

Si l’échéance paraît lointaine, elle ne l’est finalement pas tant que ça pour un projet à l’envergure extraordinaire. Lancé il y a plus de 30 ans, le projet Cigéo devrait permettre le stockage définitif de déchets nucléaires à 500 mètres sous terre à partir de 2050. Sa fermeture définitive est prévue pour 2170, quand des alvéoles spécifiquement conçues auront reçu les quelque 83 000 mètres cubes de déchets prévus.

L’argile comme isolant

Le site devrait permettre le stockage de deux types de déchets : les déchets de haute activité (HA) et les déchets de moyenne activité à vie longue (MA-VL). Pour assurer une sécurité optimale, ces déchets seront stockés dans la Meuse, dans une couche d’argile imperméable formée il y a 160 millions d’années. Si d’autres pays, comme la Suède ou la Finlande, ont choisi des couches granitiques pour stocker leurs déchets nucléaires, l’argile a de nombreux avantages.

Ce matériau, qui est quasiment imperméable à l’eau, possède une ductilité naturelle qui lui permet d’absorber les éventuels mouvements tectoniques. De plus, celle-ci ralentit l’éventuelle migration de radionucléides. Cela signifie qu’en cas de fuite, il leur faudrait des centaines de milliers d’années pour éventuellement atteindre la surface. Or, sur une telle période, ils perdraient l’essentiel de leur radioactivité.

Des points de vigilance à approfondir

Malgré l’avis favorable de l’ASNR, l’Agence nationale pour la gestion des déchets radioactifs (ANDRA), qui porte le projet Cigéo, va devoir apporter des précisions sur certains points. Les sujets de vigilance identifiés sont les performances des ouvrages de scellement, ainsi que la vitesse de corrosion des conteneurs métalliques envisagés pour stocker les déchets radioactifs. Enfin, l’ANDRA devra apporter des précisions sur la maîtrise du risque d’explosion dans les alvéoles et la maîtrise du risque d’incendie pour le stockage des déchets bitumés.

L’ANDRA espère une mise en service de l’installation vers 2050. D’ici là, une phase industrielle pilote devrait permettre le stockage des premiers colis à l’horizon 2035-2040. Rappelons que sur les 83 000 mètres cubes de capacité du site, la moitié doit être allouée à des déchets déjà produits, et ne prend pas en compte les déchets qui seront produits par les nouveaux EPR. Une éventuelle extension du site nécessitera nécessaire une nouvelle autorisation.

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Avec les températures clémentes, des centrales disponibles ne seront pas activées cette semaine. À la clé, des baisses de charge et des arrêts qui contrastent avec la vague de froid survenue fin novembre.

Alors que l’hiver est généralement par moments synonyme de tension sur le réseau, de prix élevés et de centrales fossiles qui soutiennent l’équilibre production-consommation, la situation de cette seconde semaine de décembre n’a rien à voir avec celle d’un hiver plus classique. Puisqu’un degré de moins entraîne un appel de production supplémentaire de 2 500 mégawatts (MW), la consommation a dépassé les 70 000 MW fin novembre durant la vague de froid. Cette semaine, c’est tout l’inverse. Des pics à 18 degrés à Toulouse lundi, 19 °C à Ajaccio : la demande baisse largement.

Pour prévoir la demande et équilibrer le réseau, RTE se réfère à une « température de référence » de 5,8 ce lundi. La température de référence est calculée par Météo-France et est basée sur les températures horaires moyennes observées pour chaque jour de l’année au cours des trois dernières décennies, redressées de la dérive climatique pour être représentatives du climat de la décennie en cours. À l’inverse, pendant la vague de froid, la température de référence était de 7,4 °C lundi 24 novembre, avec une pointe anticipée à 72,3 GW. Ce jour-là, produisaient notamment 52 GW de nucléaire et 5 GW de gaz.

Quand des centrales doivent s’arrêter à cause de la météo

Avec ces variations de température, la consommation fait le yo-yo : ces prochains jours, RTE anticipe une demande qui plongera jusque sous les 60 000 MW à la mi-décembre. Avec cette demande en nette diminution, ce sont les centrales de production qui doivent s’adapter. Il est possible de suivre leur disponibilité sur ce lien. 

À date (dimanche 7 décembre, 17 h), 51 GW (35 % du parc) étaient non utilisables (à cause des conditions météo comme la nuit pour les panneaux solaires) et inutilisables (par exemple pour cause de maintenance). Seulement 44 % produisaient (68 GW) et 31 GW (21 %) étaient disponibles pour être activés.

Avec des disparités entre modes de production. L’éolien profitait d’un fort vent (17 GW de production, maximum utilisable), le nucléaire à 71 % de production (10 % disponible et 20 % à l’arrêt), l’hydro et le gaz largement à disposition (respectivement 35 et 84 % à disposition du réseau, prêts à produire). Alors que le système est habituellement mis à rude épreuve en hiver, ce début décembre est contre-intuitivement une période de rude épreuve inversée : écrêtements, baisses de charge et arrêts qui n’auront pas à rougir devant ceux du printemps.

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Les éoliennes terrestres sont souvent critiquées pour leur impact négatif sur la faune volante. Mais qu’en est-il pour les éoliennes en mer ? Pour caractériser cet impact et ainsi imaginer des solutions, un projet d’étude français a été mené autour de l’éolienne FloatGen, située au large du Croisic. Les résultats sont plutôt rassurants.

Dans la liste des reproches qui sont faits aux éoliennes, leur potentiel impact sur les oiseaux et les chauves-souris revient souvent. Il est vrai que des cadavres sont régulièrement retrouvés au pied d’éoliennes terrestres. En revanche, en mer, l’impact des éoliennes sur la faune volante est encore méconnu.

C’est justement pour en savoir plus à ce sujet qu’a été lancée l’étude Piaff & Co en 2022. Celle-ci a été menée par la fondation Open-C autour de Floatgen, première éolienne offshore de France, installée au large du Croisic (Loire-Atlantique). Cette étude réunit des partenaires comme Centrale Nantes, le Muséum national d’histoire naturelle, BW Ideol ou encore le parc éolien de Saint-Nazaire avec comme mission d’étudier les habitudes des oiseaux dans un rayon de 50 km autour de l’éolienne et de comprendre l’impact de cette dernière. Pour y parvenir, trois points de mesure acoustique et autant de capteurs vidéo ont été installés sur l’éolienne et son flotteur. En parallèle, quatre outils d’intelligence artificielle ont été déployés pour étudier les données récoltées.

Jusqu’à 60 oiseaux tués chaque année sur une éolienne

Sur 2 ans, les deux années de relevés, ce sont près de 12 500 vidéos de trajectoire d’oiseaux qui ont été enregistrées, dont 15 % ont pu être analysées. Sur ce total, les scientifiques ont remarqué que dans 80 % des cas, il n’y avait aucune interaction entre l’éolienne et l’oiseau. Dans 20 % des cas, ils ont constaté des micro-évitements (esquives), voire des méso-évitements (changements de direction). Au total, seulement deux cas ont montré une collision avec des goélands.

En réalité, le constat est plus important. Sur le flotteur de type Damping Pool, entre 2018 et 2025, 77 cadavres appartement à 15 espèces différentes ont été recueillis. Ces cadavres ont permis d’établir la mortalité du site à environ 60 individus par an. Au total, cela reste toutefois bien en deçà de la mortalité aviaire causée par les chats domestiques, estimée à 75 millions d’animaux chaque année en France.

Quelles solutions pour limiter cet impact ?

Pour l’heure, les porteurs du projet ne veulent pas faire de généralisation à partir des données obtenues. Selon eux, ce premier bilan comporte encore des limites importantes. Néanmoins, c’est un premier pas vers des solutions pour limiter l’impact des éoliennes sur les oiseaux. Ils ont notamment pu constater le rôle important de perchoir et de dortoir du flotteur pour les oiseaux. Les études devraient continuer en 2027 sur le même site du Croisic, avec le déploiement d’Eolink.

Actuellement de nombreuses mesures sont déjà prises pour limiter l’impact négatif des turbines sur les oiseaux. La vitesse de démarrage des éoliennes peut être relevée la nuit ou en période de migration. Parfois, des arrêts ciblés sont même programmés. Certains systèmes de dissuasion ont également montré leur efficacité, comme la peinture des pales, ou encore des éclairages, sons et ultrasons ciblés.

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Si vous êtes adeptes du DIY, vous allez bientôt pouvoir vous faire une table basse avec des morceaux d’éoliennes. C’est plus ou moins ce que propose Vattenfall, en lançant un outil mettant à disposition du plus grand nombre des composants d’éoliennes démantelées. Un outil qui devrait ravir les designers du monde entier. 

Que faisait donc l’énergéticien Vattenfall à la Dutch Design Week, l’un des plus grands festivals de design d’Europe ? Si sa présence peut surprendre, le fabricant avait, en réalité, une bonne raison d’y exposer. Il y a, en effet, présenté son nouvel outil baptisé « Rewind ». Il s’agit d’un outil numérique rendant accessible au plus grand nombre des composants d’éoliennes démantelées.

Réutiliser plutôt que recycler

Avec cet outil, qu’il qualifie d’entrepôt numérique, le fabricant veut encourager le réemploi des quelque 10 000 pièces qui composent une turbine d’éolienne. Si 90 % de ces composants sont déjà recyclés, leur réemploi sans transformation importante permettrait d’en réduire l’impact environnemental, d’autant que la plupart de ces pièces affichent une durée de vie supérieure aux turbines. Toujours selon Vattenfall, la durée de vie d’une pale dépasserait ainsi les 50 ans.

En se présentant à la Dutch Design Week, le turbinier veut alimenter l’inspiration des designers pour faire émerger de nouveaux usages. Différents secteurs pourraient se révéler particulièrement adaptés à la réutilisation de pièces. Dans le domaine de l’agriculture, les boîtes de vitesses, les mécanismes d’orientation et autres pompes pourraient être réemployés dans le cadre de systèmes d’irrigation. Une vue d’artiste de Vattenfall présente même une pale d’éolienne servant de bras d’arrosage.

Dans le domaine de la mobilité, les générateurs et convertisseurs pourraient être réutilisés comme bornes de recharge tandis que les capots de nacelle pourraient servir de structure extérieure. Enfin, les panneaux composites pourraient avoir une nouvelle vie dans le domaine de la construction, ou en tant qu’élément de mobilier urbain.

Vattenfall n’en est pas à son coup d’essai

Ce n’est pas la première fois que Vattenfall propose une vision différente du simple recyclage, pour valoriser les composants démantelés de ses éoliennes. L’année dernière, le fabricant avait présenté un logement construit à l’intérieur d’une nacelle de V80-2.0. Cette sorte de tiny house rétro futuriste dispose de tout le confort moderne comme une cuisine, une salle de bain, une pompe à chaleur et des panneaux solaires, le tout dans un espace contraint de 10 m de long par 4 m de large.

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Dans la ZAC de La Saulaie, à Oullins-Pierre-Bénite (Rhône), la Métropole de Lyon déploie la plus grande boucle d’eau tempérée de France. Alimenté par la chaleur des eaux usées de la station d’épuration voisine, ce réseau de 2,5 km doit fournir chauffage et froid à plus de 120 000 m² de bâtiments neufs.

Sous la future place Kellermann, au cœur de la ZAC La Saulaie, une centrale énergétique souterraine sera inaugurée. Lorsqu’elle entrera en service, elle utilisera à grande échelle la chaleur des eaux usées pour alimenter tout un quartier. Le projet, confié par la Métropole de Lyon à ENGIE Solutions, s’appuie sur la technologie de cloacothermie, aussi appelée riothermie. Cela consiste à capter les calories présentes dans les effluents avant leur passage dans la station d’épuration de Pierre-Bénite.

Les eaux usées sont en moyenne à 11 ou 12 °C l’hiver et 22 à 23 °C l’été. Un échangeur thermique transfère cette énergie à un fluide circulant dans une boucle d’eau tempérée de 2,4 à 2,5 km, qui dessert ensuite les bâtiments via des pompes à chaleur pour le chauffage et l’eau chaude sanitaire, ainsi que des thermofrigopompes pour la production de froid.

Un projet concret de l’ADEME

C’est un projet d’ampleur : la boucle doit alimenter 128 000 m² de plancher, incluant logements, bureaux et équipements publics issus de la reconversion d’une friche industrielle. Environ 2 000 habitants et 3 500 salariés devraient y être raccordés.

Selon l’ADEME qui soutient financièrement le projet mené par Engie Solutions, la centrale devrait produire chaque année 11 gigawattheures (GWh) dont 8,5 GWh de chaleur et 2,5 GWh de froid. Sur vingt ans, l’Ademe estime qu’il évitera l’émission de 32 000 tonnes de CO₂ par rapport à des solutions individuelles au gaz ou à la climatisation traditionnelle. Le coût global du projet atteint 20 millions d’euros avec une participation de 7,7 millions d’euros de l’agence.

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Si les projets éoliens offshore tendent à s’éloigner des côtes pour gagner en efficacité tout en limitant l’impact visuel, encore faut-il pouvoir les raccorder à la terre ferme. Pour que ce raccordement soit toujours possible d’un point de vue technique et économique, un groupe de recherche explore la piste de la supraconductivité. 

À mesure que les projets éoliens s’éloignent des côtes, leur raccordement électrique devient de plus en plus délicat. De nombreux facteurs viennent altérer ce transport, et engendrent des pertes importantes que les ingénieurs tentent de compenser par des équipements toujours plus complexes et coûteux. C’est dans ce contexte qu’est né le projet SupraMarine. Porté par des références industrielles françaises, il vise à simplifier le transport d’électricité des parcs éoliens offshore grâce à un phénomène quantique : la supraconductivité.

Découverte en 1911, la supraconductivité est un état de la matière qui présente deux caractéristiques principales : une résistance électrique nulle, et une expulsion totale du champ magnétique qui l’entoure. Cet état, qui est l’une des rares manifestations de physique quantique à l’échelle macroscopique, ne se rencontre qu’à une température proche du zéro absolu.

Limiter les pertes, et simplifier les installations

Les premiers parcs éoliens offshore ont été raccordés grâce à des liaisons haute tension en courant alternatif. Mais sur de grandes distances, des phénomènes physiques comme l’effet de peau obligent à surdimensionner la section des câbles. À cette problématique s’ajoute l’effet capacitif, particulièrement présent dans des conditions sous-marines ou souterraines, qui correspond à la génération d’un courant parasite réduisant fortement la puissance utile du câble.

Face à ces fortes contraintes, de plus en plus de parcs sont reliés à la terre ferme grâce à des liaisons HVDC. La technologie du courant continu a l’avantage de ne pas subir les contraintes de l’effet de peau ou de l’effet capacitif. Il en résulte des pertes de 30 à 50 % moins importantes, ainsi que des câbles de section inférieure. Néanmoins, ces câbles ne peuvent être utilisés qu’avec la mise en place de convertisseurs AC/DC à chaque extrémité. Or, ces infrastructures sont très imposantes. À titre d’exemple, alors que la partie haute de la sous-station du parc de Saint-Nazaire pèse 2 500 tonnes (480 MW), la sous-station BorWin 2 pèse 12 000 tonnes pour 800 MW !

Enfin, les équipements nécessaires aux liaisons HVDC sont particulièrement coûteux. La sous-station du parc Centre Manche 1 devrait coûter 2,7 milliards d’euros, alors que celle du parc de Saint-Brieuc avoisine les 260 millions d’euros.

Un premier démonstrateur prévu pour 2028

Refroidir le câble de transport d’électricité jusqu’à une température proche du zéro absolu ferait presque disparaître les pertes d’énergie liées à ces différents phénomènes physiques. En conséquence, il serait ainsi possible d’utiliser des sections de câble beaucoup moins importantes et donc de réaliser des économies colossales.

Pour mener cette expérimentation à bien, le programme SupraMarine bénéficie de 7,3 millions d’euros de subventions, financées par l’État via le France 2030. Pour espérer la mise en service d’un premier démonstrateur dès 2028, les rôles sont déjà bien définis. Centrale Supélec devrait fournir l’appui scientifique ainsi que les plateformes expérimentales, tandis qu’Air Liquide devrait apporter son savoir-faire pour la création d’une usine cryogénique. ITP Interpipe devrait fournir une enveloppe cryostat à double paroi, et Nexans se chargerait de la fabrication des câbles haute tension et courant alternatif. Enfin, RTE a un rôle de supervision afin de permettre la réussite d’une intégration au réseau.

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La faible demande française en électricité est un problème majeur, selon un récent rapport de l’Office parlementaire d’évaluation des choix scientifiques et technologiques (OPECST). L’organisme propose de subventionner l’électrification des usages pour y remédier.

C’est paradoxal dans un pays engagé dans la transition énergétique et qui a pour objectif d’électrifier à tout va. La consommation d’électricité stagne, voire même recule depuis 10 ans. Les rapporteurs de l’OPECST, le sénateur Patrick Chaize (LR) et le député Joël Bruneau (LIOT), considèrent qu’il faut subventionner la demande (chauffage, mobilités, usages industriels) pour assurer la cohérence avec la trajectoire énergétique nationale. À leurs yeux, sans une montée en puissance visible de la consommation, la multiplication des capacités de production nucléaire ou renouvelable risque de déboucher sur des « actifs échoués » avec des investissements non rentabilisés.

Ce sont les data centers, les pompes à chaleur, les véhicules électriques et autres postes de consommation qui permettent de justifier aujourd’hui la construction de nouveaux moyens de production. À l’inverse, une demande atone s’installe avec des périodes fréquentes de prix négatifs sur le marché de l’électricité quand le solaire ou l’éolien produisent à plein régime.

Cette situation pose la double question de la rentabilité des nouvelles installations et de l’utilisation optimale des capacités existantes. Les auteurs soulignent également le coût potentiel pour le contribuable : en contrats pour différence comme soutien, l’État doit indemniser une production non consommée ou à bas prix.

La modulation nucléaire a ses limites selon l’OPECST

L’OPECST parle, dans son rapport, également de la modulation du nucléaire. L’Office parlementaire rappelle que lors des périodes de forte production renouvelable, le nucléaire ne peut pas être massivement réduit (ils considèrent qu’un plancher d’environ 20 GW demeure nécessaire), ce qui limite la marge de manœuvre pour absorber l’intermittence avec les excès d’offre. Les rapporteurs évoquent même un risque de « vieillissement accru » des installations si l’on multiplie les cycles de modulation pour suivre les fluctuations renouvelables.

Face à cette demande atone et à la profonde modulation du nucléaire, le rapport de l’OPECST formule neuf recommandations. Parmi elles, accélérer l’électrification des usages, accélérer le déploiement de capacités de stockage (notamment via des STEP) et envisager que les producteurs d’électricité non pilotables (solaire, éolien) contribuent davantage à l’équilibrage du réseau. Ce sera déjà le cas pour ces derniers qui devront participer au mécanisme d’ajustement à la baisse.

Les rapporteurs suggèrent également d’instaurer un débat annuel au Parlement (ce que la loi énergie-climat de 2019 prévoit normalement tous les cinq ans) pour réévaluer la trajectoire énergétique suivant l’évolution de la consommation, des technologies et du contexte géopolitique.

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La sixième période des Certificats d’économies d’énergie (CEE) entrera en vigueur au 1ᵉʳ janvier. Mais le dispositif ne fait pas l’unanimité, notamment du côté des pétroliers et de certains partis politiques. Ils accusent une hausse des prix du carburant, le gouvernement dénonçant quant à lui une campagne mensongère.

Relativement méconnus du grand public, les Certificats d’économies d’énergie obligent depuis 2005 les fournisseurs d’énergie et de carburant à financer des actions de réduction de consommation : isolation, rénovation d’éclairage, raccordement à des réseaux de chaleur, aides à la mobilité électrique… Un décret publié début novembre a mis le feu aux poudres : les obligations augmenteront de 27 % pour la période 2026-2030. L’enveloppe atteindra plus de 8 milliards d’euros l’an prochain, contre 6 milliards en 2025 pour accompagner la hausse des demandes d’aides à la rénovation et l’électrification.

Le secteur pétrolier, obligé des CEE, a bien sûr réagi. Son angle d’attaque du gouvernement : l’Union française des industries pétrolières explique que la nouvelle obligation ferait grimper les prix à la pompe de 4 à 6 centimes dès janvier. Le PDG de TotalEnergies, Patrick Pouyanné, évoquait déjà en novembre 4 à 5 centimes supplémentaires dans un an ou deux. Le dispositif n’est pourtant ni une taxe ni un impôt, rappelle le gouvernement, mais son coût peut être répercuté par les fournisseurs d’énergie, comme l’a relevé Le Monde.

Dans la continuité des pétroliers, le Rassemblement national. Jordan Bardella a dénoncé une « agression fiscale » alors que les prix de l’énergie restent élevés.

Des accusations mensongères sur fond de mauvaise foi

Roland Lescure, ministre de l’Économie, a répliqué en accusant le RN de relayer les arguments de l’industrie pétrolière. Le ministère de la Transition écologique a publié un communiqué affirmant que la hausse à la pompe résulte d’« un choix des compagnies pétrolières », mais l’a retiré dès le lendemain, expliquant qu’il s’agissait d’un argumentaire interne diffusé par erreur.

Selon les informations de Contexte, la tension est montée d’un cran au sein de l’exécutif : plusieurs sources gouvernementales soupçonnent une coordination entre pétroliers et RN, affirmant disposer de preuves de collusion. Le gouvernement estime que les pétroliers cherchent surtout à « reprendre la main sur le narratif », alors qu’ils sont en retard sur leurs obligations pour la période actuelle.

Dans le secteur, certains expliquent que la forte activité de rachat de certificats en fin d’année fait mécaniquement monter leur prix, ce qui pourrait accentuer le coût de la future période. Plusieurs fédérations d’obligés alertent depuis longtemps sur le manque de liquidité du marché et sur les difficultés de pilotage du dispositif, notamment pour les certificats dédiés aux ménages en situation de précarité énergétique.

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L’éolien et le solaire, entre autres énergies renouvelables, bénéficient de financements publics colossaux en France. Mais est-ce une bonne opération pour le pays ? C’est la question à laquelle tenteront de répondre deux pointures de l’énergie, mandatées par le gouvernement afin de réaliser un audit.

Il y a de quoi être surpris. Le gouvernement a confié l’audit du soutien aux énergies renouvelables à Jean-Bernard Lévy, ancien PDG d’EDF. Certains, comme le Syndicat des énergies renouvelables (SER), y voient une provocation, rappelant le chantier de l’EPR de Flamanville conduit en partie sous sa direction. Aux côtés de Thierry Tuot, haut fonctionnaire et ancien directeur général de la Commission de régulation de l’énergie (CRE), ils devront analyser le financement public des filières renouvelables électriques.

La mission confiée à ces deux personnalités de l’énergie durera trois mois. Elle vise à rendre les aides plus efficaces et soutenables selon les exigences du gouvernement. Les deux experts devront passer au crible les contrats garantissant un prix fixe aux producteurs de solaire et d’éolien, évaluer leur impact financier sur l’État et leur compatibilité avec le fonctionnement du réseau électrique. La mission comprend aussi l’étude du stockage d’électricité et des pistes pour améliorer la flexibilité du système. Matignon précise que le nucléaire est exclu du périmètre, ses mécanismes de financement étant différents et des travaux étant menés « en parallèle ».

La PPE sera-t-elle publiée après cette mission ?

Ce rapport est commandé dans un contexte politique marqué par le retard de la Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE). Prévue depuis plus de deux ans, elle devrait être publiée « en décembre ou début janvier » selon Matignon. Sa date de publication est sans cesse repoussée alors que ce décret fixe les objectifs énergétiques français. La mission Lévy-Tuot n’influe pas sur ce calendrier, insiste Matignon, mais ses conclusions pourraient provoquer des ajustements réglementaires, législatifs, voire des discussions avec la Commission européenne qui encadre les aides d’État.

Les positions passées des deux experts sont intéressantes et Contexte s’y est plongé. Fin novembre, lors d’un colloque du Conseil d’État, Jean-Bernard Lévy prononçait ces mots : les énergies renouvelables « nous imposent de mesurer et compenser les coûts induits sur le système électrique par leur intermittence. Il faut travailler en coûts complets et le poids de ces compensations financières amène à des réflexions en France et en Europe ». Il interroge aussi la « compatibilité entre le bénéfice » sur la facture individuelle des Français solarisés « et les subventions » que ces derniers reçoivent.

Thierry Tuot, rapporteur du Grenelle de l’environnement en 2007, avait déjà souligné que l’argent public est limité. Il estimait que le développement des renouvelables doit se faire en fonction du réseau et qu’un mélange de filières est nécessaire pour atteindre les objectifs climatiques. Il mettait en avant le rôle du stockage pour améliorer la rentabilité de l’éolien et du solaire et défendait les mécanismes de marché, jugés plus efficaces que les interventions publiques directes.

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Avoir un trésor décarboné sous ses pieds, c’est bien, mais encore faut-il pouvoir en faire quelque chose. Une équipe de recherche française a mis au point une technologie permettant d’exploiter l’hydrogène naturel piégé dans les tréfonds de la Lorraine. 

Il y a maintenant deux ans, la Française de l’Énergie (FDE) annonçait avoir découvert de l’hydrogène naturel dans les sous-sols lorrains grâce à Regalor, un projet de recherche initialement porté sur l’exploitabilité du gaz de charbon lorrain. Cette découverte laissait alors entrevoir le potentiel du plus grand gisement de dihydrogène naturel au monde.

Néanmoins, la caractérisation de ce gisement et sa potentielle exploitation sont d’une grande complexité. En effet, ce dihydrogène est dissous dans des nappes d’eau souterraines. Pour en savoir plus, un nouveau projet de recherche vient donc d’être lancé sous le nom de Regalor II. Il sera porté par la même équipe de recherche que le précédent, à savoir le laboratoire GéoRessources de l’université de Lorraine et du CNRS. Ce projet vise à comprendre l’origine de ce dihydrogène, à caractériser cette ressource et à définir une méthode d’exploitation. Le projet comporte également des industriels comme Saint-Gobain ou Teréga.

Une technologie semblable au Gore-tex

Pour cela, les équipes du projet pourront s’appuyer sur une technologie mise au point pour le projet Regalor, qui a permis de mesurer les concentrations de gaz dans les eaux souterraines. Cette technologie prend la forme d’une sonde équipée d’une membrane semi-perméable. Un peu à la manière du Gore-Tex, technologie bien connue des amateurs de randonnée, cette membrane laisse passer les gaz tout en restant imperméable à l’eau. Contrairement au Gore-Tex, qui fonctionne à une pression atmosphérique, la membrane développée pour Regalor est efficace par des pressions pouvant atteindre 100 à 200 bars.

Cette sonde devrait, dans un premier temps, permettre de déterminer avec exactitude la taille du gisement. Cette mission s’annonce complexe, car la teneur en hydrogène dans l’eau varie en fonction de la pression. Dans un deuxième temps, cette technologie pourrait servir de base à la mise en place d’une usine d’exploitation capable de valoriser cet hydrogène. D’ailleurs, l’objectif de La Française de l’Énergie est ambitieux : mettre l’hydrogène produit sur le marché dès 2029-2030.

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Le fournisseur d’énergie a lancé début décembre une vaste campagne de rappel de ses boîtiers « Mon Pilotage Elec », qui présentent des risques de surchauffe pouvant provoquer des départs de feu.

Depuis quelques jours, Engie alerte ses clients par courriers électroniques : les thermostats connectés « Mon Pilotage Elec » doivent être déposés d’urgence. Une fiche de rappel a également été émise sur le site gouvernemental Rappel Conso. Ces équipements, destinés à piloter à distance des radiateurs électriques via une application smartphone, peuvent surchauffer et déclencher des incendies, selon les informations révélées par franceinfo le 5 décembre.

« Dans le cadre d’une procédure d’évaluation interne, nous avons détecté que ces boîtiers pouvaient présenter des risques de surchauffe et de départ d’incendie », indique l’énergéticien dans son message aux utilisateurs. Les clients concernés sont invités à prendre rendez-vous avec un technicien qui se chargera de démonter les dispositifs défectueux.

Pas de solution de remplacement

La situation se complique pour les utilisateurs : aucun thermostat de substitution n’est prévu dans l’immédiat. Le prestataire qui fabriquait ces équipements a cessé son activité, laissant les clients sans alternative. Ces boîtiers, commercialisés entre 150 et 250 euros sur le site d’Engie, étaient également proposés gratuitement aux participants du programme d’effacement diffus Tiko. Ce dispositif permettait au fournisseur de réduire la température d’un degré lors des pics de consommation électrique nationale, en échange de l’équipement gratuit.

Engie assure toutefois que les thermostats peuvent continuer à fonctionner jusqu’à leur désinstallation par un professionnel, malgré les risques identifiés.

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Des chercheurs trouvent une nouvelle piste pour revaloriser les déchets nucléaires : les utiliser pour produire de l’hydrogène. Selon leurs travaux, ces déchets pourraient même, dans le meilleur des cas, décupler le rendement des électrolyseurs.

L’hydrogène est souvent présenté comme la solution clé pour stocker l’énergie à grande échelle et décarboner les secteurs les plus difficiles à verdir. Mais ce vecteur n’est pas toujours propre. Sa pertinence écologique dépend étroitement de sa provenance et du procédé utilisé pour le produire. Aujourd’hui, l’électrolyse de l’eau est considérée comme la méthode la plus écologique, à condition qu’elle repose sur de l’électricité décarbonée. Elle reste toutefois coûteuse et très énergivore. Pour rappel, ce procédé consiste à utiliser de l’électricité pour séparer l’eau en deux éléments, l’hydrogène et l’oxygène.

Dans une nouvelle étude, des chercheurs de l’université de Sharjah ont ainsi exploré des solutions afin de réduire ces coûts. Pour cela, ils se sont penchés sur une idée assez surprenante : utiliser des combustibles nucléaires usés. L’idée est d’exploiter la radioactivité naturelle de ces éléments pour obtenir de l’hydrogène. « Cette approche transforme un sous-produit dangereux en une ressource précieuse », se félicitent ces chercheurs. L’enjeu est effectivement de taille : selon eux, le volume mondial de déchets nucléaires dépasse aujourd’hui les 4 millions de mètres cubes.

Décupler le rendement de l’électrolyse grâce aux déchets nucléaires

Dans cette nouvelle étude, les chercheurs ont exploré une technique appelée « électrolyse assistée par rayonnement », qui consiste à combiner la radiolyse et l’électrolyse classique. La radiolyse exploite les rayonnements naturels émis par les déchets nucléaires (alpha, bêta et gamma) pour pré-fragmenter les molécules d’eau. Cette étape ne les casse pas totalement, mais crée plutôt des composés intermédiaires plus réactifs et donc plus faciles à dissocier lors de l’électrolyse. L’ensemble du procédé est conçu sans contact direct entre l’eau et les déchets nucléaires afin d’éliminer tout risque de contamination. Selon les chercheurs, cette combinaison de la radiolyse et de l’électrolyse pourrait multiplier par dix le rendement de la production d’hydrogène.

D’autres méthodes pour revaloriser les déchets nucléaires

En plus de l’électrolyse assistée par rayonnement, les chercheurs ont aussi évalué plusieurs autres pistes pour utiliser les déchets nucléaires dans la production d’hydrogène. Ces solutions se sont toutefois révélées moins avantageuses, mais elles offrent un aperçu des nombreuses possibilités de valorisation.

• Une des approches consiste à extraire l’uranium présent dans le combustible usé pour fabriquer des catalyseurs destinés aux électrolyseurs. Ces catalyseurs, qui accélèrent les réactions chimiques sans être consommés, sont aujourd’hui souvent composés de métaux précieux comme le platine. L’uranium pourrait représenter une alternative bien moins coûteuse, tout en offrant des performances potentiellement similaires.
• Les chercheurs se sont également intéressés à un procédé de production d’hydrogène différent de l’électrolyse : le reformage du méthane à la vapeur. Cette technique utilise généralement un catalyseur à base de nickel, mais celui-ci s’encrasse rapidement à cause des dépôts de carbone, ce qui réduit son efficacité. L’étude suggère donc de remplacer ce catalyseur par un équivalent à base d’uranium, plus résistant à l’encrassement et donc capable d’améliorer la rentabilité du procédé.
• Enfin, les scientifiques ont aussi cherché à utiliser directement la chaleur dégagée par les déchets nucléaires. Cette énergie thermique pourrait servir à préchauffer l’eau ou alimenter certaines étapes des réactions, permettant de réduire la quantité d’énergie externe nécessaire.

Des applications encore largement théoriques

Pour l’heure, ces différentes pistes demeurent théoriques, faute d’expérimentations à grande échelle. Et leur mise en pratique risque de se heurter à des contraintes réglementaires. Les lois encadrant la manipulation, le transport et l’accès aux déchets radioactifs sont extrêmement strictes. Elles empêchent les chercheurs de travailler directement avec ces matériaux, pourtant indispensables pour valider leurs hypothèses.

Faute d’autorisation, les expériences ont dû être menées avec des sources de rayonnement externes, utilisées pour simuler le comportement réel des déchets nucléaires. Une solution de substitution qui, selon les chercheurs, limite la fiabilité des résultats puisqu’elle ne reproduit pas parfaitement les conditions réelles.

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Le plus grand système de stockage d’énergie thermique à base de sable au monde se trouvera de nouveau en Finlande. Polar Night Energy, spécialiste des « batteries au sable », et le fournisseur d’énergie Lahti Energia ont annoncé leur collaboration pour un projet majeur destiné au réseau de chauffage urbain de la ville de Vääksy.

Durant l’été 2025, la Finlande inaugurait déjà le plus grand système de stockage thermique au sable. Une installation de 1 MW de puissance pour 100 MWh de capacité située à Pornainen, qui sera répliquée à bien plus grande échelle. Cette fois, c’est la localité de Vääksy qui bénéficiera de ce système, conçu par la même start-up, Polar Night Energy.

Le site disposera d’une puissance de 2 MW et d’une capacité de stockage de 250 MWh, lui permettant de fonctionner en autonomie pendant 125 heures. Le principe est aussi simple qu’efficace : du sable naturel local, contenu dans un silo de 14 mètres de haut sur 15 mètres de large, sera chauffé par de l’électricité jusqu’à 500 °C. Cette chaleur sera ensuite restituée pour alimenter le réseau de chauffage urbain en fonction des besoins.

Les bénéfices environnementaux annoncés sont importants. Le projet devrait réduire de 60 % les émissions liées à l’utilisation d’énergies fossiles sur le réseau de chauffage de Vääksy, notamment grâce à une diminution de 80 % de la consommation de gaz naturel et de copeaux de bois. Le système sera également dimensionné pour participer aux marchés de réserve et d’équilibrage du réseau électrique national Fingrid. Le chantier sera lancé début 2026 pour une mise en service prévue à l’été 2027.

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La revalorisation des aides et un contexte énergétique favorable ont entraîné un doublement des ventes depuis octobre 2025, faisant de la pompe à chaleur la solution de chauffage la plus rentable et décarbonée pour les particuliers, selon Hello Watt.

Entre 2023 et 2024, les ventes de pompes à chaleur (PAC) avaient plongé. Cette chute avait inquiété certains industriels et installateurs, préférant réduire leur production face à la baisse de la demande. Selon le ministère de la Transition écologique, les ventes avaient baissé de 19 % entre 2024 et 2023. Elles avaient pourtant connu une hausse régulière : + 133 % entre 2016 et 2023. La crise du logement neuf a pesé plus lourd que la norme RE2020.

Une inversion de tendance selon Hello Watt

Mais depuis octobre 2025, la tendance s’est inversée, explique Hello Watt. Le gouvernement a réaffirmé son soutien avec le maintien du budget de MaPrimeRénov’, la mobilisation de financements complémentaires via les Certificats d’économies d’énergie (CEE) et une réflexion sur le développement de PAC fabriquées en Europe. Les ventes ont ainsi rebondi. Pour certains foyers, le montant des CEE a été multiplié par 2,8 pour atteindre jusqu’à 7 600 €.

Les prix de l’électricité renforcent aussi l’attractivité des PAC. L’électricité a vu son tarif réglementé baisser de 15 % en février 2025 avec des offres de marché jusqu’à -20 % sur le kilowattheure. Hello Watt vante les mérites de la PAC. Elle permet, en moyenne, de diviser par trois la consommation d’énergie. Le temps de retour sur investissement se situe entre sept et huit ans et la performance énergétique du logement s’améliore souvent de deux classes sur le DPE.

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Quel meilleur endroit en France que le paradis des surfeurs pour produire de l’électricité grâce aux vagues ? Au large de l’Adour, un nouveau projet houlomoteur se dessine. Si la zone affiche un potentiel intéressant, l’évolution technologique de la production houlomotrice est encore incertaine.  

Quel meilleur endroit que les Landes, pour produire de l’électricité à partir de la houle ? Inspiré par un projet en cours de développement au Pays basque, un partenariat d’innovation étudie actuellement la possibilité d’installer une ferme houlomotrice au large de l’estuaire de l’Adour, dans une zone de 5 km² située à 6 km des côtes. Une campagne de mesures devrait débuter mi-2026 et s’étendre sur 18 mois. Il faut dire que le site profite d’une houle régulière et puissante. La valorisation de l’énergie de cette houle pourrait permettre le fonctionnement d’une ferme de plusieurs dizaines de mégawatts de puissance.

Le projet WavePI, qui est développé à quelques kilomètres plus au sud, au large de Biarritz, veut être le fer de lance français de l’énergie houlomotrice. Plus d’un million d’euros ont déjà été investis dans le développement du projet, et la région a mobilisé une réserve foncière de 5 à 10 hectares sur le port industriel de Bayonne pour implanter la filière et en assurer le support logistique.

Quelle technologie utiliser pour produire de l’électricité d’origine houlomotrice ?

Malgré l’ambition des acteurs locaux d’exploiter l’énergie des vagues, il reste un défi majeur à surmonter : la conception et la fabrication d’une unité de production à la fois fiable et performante. Depuis plusieurs années, les prototypes se multiplient, mais à l’instar des hydroliennes, qui tirent leur énergie du courant marin, les convertisseurs d’énergie des vagues sont soumis à des contraintes extrêmes, ce qui rend leur conception particulièrement difficile.

Parmi les démonstrateurs en cours de développement, Seaturns fait partie des plus avancés. Après plusieurs campagnes d’essais à échelle réduite, la startup vise le déploiement d’un démonstrateur taille réelle en Nouvelle-Aquitaine. Si ces essais en mer se montrent concluants, le houlomoteur pourrait même être industrialisé et commercialisé dès la fin de l’année 2026.

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