Et si l’espoir d’une énergie propre et illimitée ne reposait pas sur la fusion nucléaire, mais se cachait plutôt sous nos pieds ? Une startup américaine veut perforer l’écorce terrestre pour profiter de la chaleur abondante qui règne au centre de la Terre. 

Quand on parle de géothermie profonde, on évoque cette technologie qui consiste à récupérer les calories du sous-sol jusqu’à une profondeur pouvant atteindre deux kilomètres. Mais que dire de la géothermie actuellement développée par l’entreprise Quaise Energy ? Cette startup, spin-off du MIT, veut forer la croûte terrestre jusqu’à 20 kilomètres de profondeur pour atteindre des températures proches des 500°C, promesse d’une énergie propre et surtout abondante.

Première étape de cette ambition démesurée, le projet Obsidian, qui se déroule présentement dans l’Oregon, sur la côte ouest des États-Unis. Ce projet d’envergure vise à mettre en service une centrale géothermique stimulée, capable d’atteindre des températures de 300 °C à cinq kilomètres sous la surface du globe.

Forte de ces premiers forages, l’entreprise pourrait agrandir cette centrale pour atteindre une puissance totale de 250 MW. À plus long terme, Quaise Energy se voit même mettre en œuvre des centrales de l’ordre du gigawatt de puissance. En atteignant une telle puissance, ces systèmes géothermiques pourraient peser lourd dans le mix énergétique mondial en proposant une source d’énergie propre, pilotable et abondante.

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Une technologie unique pour surmonter les difficultés techniques du forage profond

Néanmoins, pour y parvenir, il y a un défi majeur à surmonter : le forage du sous-sol sur une telle profondeur. Pour l’heure, le forage le plus profond au monde a eu lieu de 1970 à 1989 dans la péninsule de Kola, dans l’ex-URSS. Ce forage, qui avait pour but d’atteindre 15 000 mètres, a finalement été arrêté à 12 262 mètres de profondeur. Outre le contexte géopolitique changeant de 1989, le programme aurait été arrêté à cause des difficultés techniques rencontrées : forte pression, température plus élevée que prévue et difficulté d’extraction des matériaux.

Pour faire la différence, Quaise Energy mise sur une technologie différente afin de réaliser les forages. Une fois la couche de roche atteinte grâce à un forage rotatif conventionnel, l’entreprise mise sur l’utilisation d’un système de forage à ondes millimétriques. Cette technologie chauffe et fait fondre ou vaporise la roche au lieu de la casser par action mécanique. Grâce à ce système, l’entreprise est parvenue à percer du granit sur une centaine de mètres de profondeur.

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C’est une première historique qui est en train de se jouer de l’autre côté de l’Atlantique. Quatre ans après sa mise hors service définitive, un réacteur nucléaire est sur le point d’être redémarré, et pourrait fonctionner au moins jusqu’en 2031. 

Sur les rives du lac Michigan, les équipes de la société Holtec International s’affairent pour rendre possible le chargement du combustible dans la centrale de Palisades, pourtant arrêtée définitivement en 2022.

Mise en service en 1971, cette centrale dotée d’un unique réacteur à eau pressurisée de 805 MWe devait initialement fonctionner jusqu’en 2031, mais son exploitant de l’époque, Entergy, en avait décidé autrement en la retirant du service en 2022. À la suite de cette décision, le groupe Holtec a racheté la centrale, et a très vite annoncé son intention de la redémarrer, malgré le retrait total de son combustible.

Depuis, de vastes travaux de mise à niveau et de modernisation ont été menés, en particulier sur le générateur de puissance, afin de remettre l’usine en état opérationnel pour le reste de sa durée de licence, à savoir 2031.

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Une prolongation et des SMR

D’ailleurs, Holtec International a de la suite dans les idées, et envisage déjà de demander un renouvellement de la licence pour faire fonctionner le réacteur jusqu’en 2051. L’entreprise compte même y déployer deux réacteurs modulaires, baptisés Pioneer 1 et Pioneer 2, d’une puissance unitaire de 300 MW.

Pour espérer un démarrage de ces deux nouveaux réacteurs d’ici 2035, Holtec a déjà commencé à fabriquer un prototype de son réacteur sur le site Idaho National Laboratory, aux États-Unis, pour étudier le comportement des générateurs de vapeur et reproduire des scénarios accidentels. Sur le site de Palisades, les travaux préparatoires de ces deux SMR ont déjà commencé.

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Les centrales photovoltaïques flottantes ont le vent en poupe, et ce n’est pas un hasard. Posés sur l’eau, les panneaux solaires profitent à la fois d’un meilleur ensoleillement, limitent l’emprise foncière et protègent l’eau des fortes chaleurs. Aux États-Unis, on estime qu’installer des panneaux photovoltaïques sur tous les réservoirs artificiels du pays pourrait produire suffisamment d’électricité pour alimenter plus d’un quart de la population. 

Sa puissance est modeste, mais son intérêt dépasse largement la simple production d’électricité décarbonée. Dans l’Oregon, une centrale solaire flottante a été installée sur un réservoir d’irrigation nécessaire à l’agriculture locale. Cette nouvelle installation illustre parfaitement les avantages des centrales flottantes, qui ne se limitent pas à la production d’énergie.

Composée de presque 1800 panneaux, cette centrale de 7300 m² de superficie permet de produire quelque 2 millions de kilowattheures par an grâce à une puissance cumulée de 800 kWc. Cette production génère 75 000 dollars par an pour le district, qui sont principalement utilisés pour rénover et moderniser les canaux d’irrigation du site.

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Alimenter 100 millions de foyers américains ?

Ce n’est pas tout : 10 % de la production annuelle est réservée aux ménages à faibles revenus par le biais d’un programme solaire communautaire. Un peu à l’image de ce qu’on retrouve autour des petits moulins à eau en France, par exemple, une communauté solaire a été créée autour de cette centrale. Cela permet d’en faire profiter des foyers relativement proches de cette centrale.

En parallèle, le directeur du district d’irrigation de Medford, où a été installée la centrale, indique que les panneaux permettent de combattre la mousse aquatique qui pousse dans les eaux plus chaudes. Ici, la centrale flottante limite le réchauffement du bassin et donc l’évaporation de l’eau. On parle de l’équivalent de deux piscines olympiques sauvegardées chaque année !

Ce modèle de centrale solaire pourrait être largement reproductible à l’échelle des États-Unis. Des chercheurs de l’université Oregon State University ont estimé qu’installer des centrales sur chaque réservoir contrôlé par le gouvernement fédéral permettrait de générer suffisamment d’électricité pour 100 millions de foyers.

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Malgré des avantages environnementaux indéniables, le fret ferroviaire français peine à revenir au premier plan pour le transport de marchandises. Pourtant, l’État y croit encore et veut en doubler la part d’ici 2030.

Une nouvelle liaison ferroviaire vient d’être annoncée par Modal Group entre Dunkerque et Lyon. Objectif : relier les deux bassins industriels et logistiques via une alternative moins carbonée que le transport routier. Cette nouvelle liaison pourrait être prolongée dès début 2027 vers l’Italie. Dans le même temps, Angers Loire Métropole vient d’indiquer l’abandon d’un projet de plateforme destinée au fret ferroviaire, la faute à un coût trop important.

À elles seules, ces deux actualités illustrent parfaitement la situation du fret ferroviaire français. En perte de vitesse permanente depuis maintenant 50 ans, le fret concentre les espoirs d’un transport de marchandise plus vertueux, grâce à des émissions de CO₂ neuf fois moins importantes que le transport routier. Néanmoins, les différentes tentatives de relance du secteur ont échoué, faute d’ambition ou de budget.

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De quasi-monopole à quasi-disparition

L’histoire du transport de marchandises par voie ferrée commence il y a presque 200 ans, entre Saint-Étienne et Andrézieux, quand un chargement de charbon est acheminé grâce à une traction hippomobile. Le fret ferroviaire augmente ensuite très vite, représentant 57 % du total des marchandises transportées en France en 1865, puis plus de 70 % peu après la Première Guerre mondiale.

En 1974, le transport ferroviaire de marchandises atteint son apogée avec 75 milliards de tonnes.kilomètres, pour 47 % du transport total. Mais à partir de cette année, le fret diminue d’année en année. En face, le transport routier ne cesse de gagner du terrain grâce à sa flexibilité, et au développement des autoroutes qui facilitent le just-in-time ainsi qu’une distribution fine des marchandises.

Du côté du ferroviaire, la priorité est progressivement donnée aux trains de voyageurs. D’ailleurs, en 2018, on comptait en moyenne 851 trains de marchandises en circulation chaque jour, contre plus de 11 000 trains de voyageurs. Dans le même temps, les investissements dans le réseau sont insuffisants, ce qui en altère l’état et réduit la fiabilité du transport.

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Des relances ratées

À partir des années 2000, plusieurs initiatives sont mises en place pour relancer le fret ferroviaire, sans réel succès. Entre 2004 et 2009, 3,5 milliards d’euros sont injectés en vain. En 2023, le fret ne représente plus que 29 milliards de tonnes.kilomètres pour 8,9 % du transport total de marchandises en France.

Finalement, à partir de 2020, un énième élan est insufflé au fret ferroviaire français avec d’importantes aides de l’État pour espérer atteindre 18 % du transport total de marchandise d’ici 2030. Cette nouvelle dynamique est illustrée par le retour du train des primeurs, qui relie Perpignan à Rungis (de nouveau arrêté en 2024). Ce retour du ferroviaire ne concerne pas que la SNCF, depuis l’ouverture du train à la concurrence, y compris pour les marchandises.

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Cinq ans pour doubler la part du fret ferroviaire

Le train, en particulier pour les lignes électrifiées, est un atout considérable pour la transition énergétique. Selon la SNCF, un train de marchandises qui transporte l’équivalent de 40 poids lourds émet neuf fois moins de CO₂ et consomme six fois moins d’énergie. Sa relance a donc beaucoup de sens d’un point de vue environnemental. Convaincue de cet intérêt, l’alliance Fret ferroviaire français du futur (4F) milite pour le retour au premier plan du fret ferroviaire, et propose des axes de développement pour rendre atteignables les 18 % d’ici 2030.

Parmi les principaux axes de développement, l’investissement massif dans la rénovation du réseau actuel semble incontournable. Toujours selon la SNCF, le réseau français aurait un âge moyen de 33 ans, et certains rails auraient plus de 60 ans. L’âge de ces équipements en altère les performances et donc la fiabilité.

En parallèle, 4F propose la mise en place de politiques publiques pour renforcer la compétitivité du fret ferroviaire vis-à-vis du transport routier, avec par exemple la création d’un label transport écologique. Des incitations fiscales valoriseraient également les tonnes de CO₂ économisées grâce au transport ferroviaire.

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ℹ️ Ceci est une communication commerciale pour Zendure.

L’arrivée de l’automne marque traditionnellement un tournant pour les foyers équipés de panneaux solaires. Avec la baisse de l’ensoleillement et la hausse progressive des besoins de chauffage, la question de l’autoconsommation revient au centre des préoccupations : comment tirer le meilleur parti de sa production solaire avant l’hiver ?

En France, le mécanisme de revente du surplus solaire a longtemps constitué une source de revenu complémentaire pour les particuliers producteurs. Mais les tarifs de rachat n’ont cessé de diminuer ces dernières années. Aujourd’hui, un foyer qui se lance dans la revente de sa production d’électricité solaire excédentaire touche seulement un centime d’euro par kilowattheure, un montant extrêmement éloigné du prix de l’électricité achetée sur le réseau.

Cet écart change la donne économique : consommer soi-même son électricité solaire est devenu bien plus rentable que de la revendre. Dans ce contexte, la batterie domestique s’impose comme l’outil central pour maximiser l’usage de sa propre production : elle permet de stocker l’énergie captée en journée pour la restituer le soir, au moment où la consommation du foyer augmente généralement.

Une offre commerciale qui coïncide avec ce besoin

C’est dans cette logique que s’inscrit l’opération commerciale lancée par Zendure, acteur du marché du stockage solaire résidentiel. Du 16 septembre au 8 octobre 2026, le fabricant propose des remises sur plusieurs configurations de sa gamme SolarFlow, avec des tarifs allant de 719 € à 959 € selon les modèles :

• SolarFlow 2400 Pro à 959 €
• SolarFlow 2400 AC+ à 839 €
• SolarFlow 1600 AC+ avec une batterie additionnelle AB2000L à 959 €
• SolarFlow 800 Plus avec deux panneaux solaires de 500 W à 719 €

Une offre complémentaire permet également, pendant la promotion, d’ajouter une multiprise pour 1 € lors de l’achat d’un SolarFlow 1600 AC+.

Des solutions pour des profils d’installation différents

Au-delà de l’aspect tarifaire, ces quatre références couvrent des besoins assez distincts, du balcon urbain à l’installation résidentielle plus conséquente.

Le SolarFlow 2400 Pro se distingue par sa capacité de captation solaire, avec jusqu’à 3 000 W de puissance PV répartis sur quatre MPPT indépendants de 750 W chacun. Cette architecture est particulièrement utile pour les installations où les panneaux ne sont pas tous orientés de la même façon, ou soumis à des ombrages partiels à différents moments de la journée.

Le SolarFlow 2400 AC+ vise plutôt les foyers disposant déjà d’une installation photovoltaïque raccordée en courant alternatif. Conçu comme une solution de couplage AC, il accepte jusqu’à 3 200 W en entrée et restitue jusqu’à 2 400 W en décharge, permettant d’ajouter du stockage sans reprendre l’installation existante.

Le SolarFlow 1600 AC+ répond à une logique similaire mais dans un format plus compact, avec une puissance bidirectionnelle allant jusqu’à 1 600 W et une capacité de batterie extensible selon les besoins.

Enfin, le SolarFlow 800 Plus constitue l’entrée de gamme pour le solaire de balcon, avec un onduleur de 800 W, une batterie intégrée de 1,92 kWh et une entrée solaire pouvant aller jusqu’à 1 500 W. Sa tension de démarrage particulièrement basse (14 V) lui permet de produire de l’électricité même par faible luminosité, un atout non négligeable à l’approche des mois les plus sombres de l’année.

Tableau comparatif des caractéristiques techniques

Modèle	Puissance d’entrée solaire	Puissance d’entrée réseau AC	Puissance de sortie sur le réseau (AC)	Capacité batterie
SolarFlow 2400 Pro	4 800 W (4 MPPT × 750 W + 1 800 W via couplage AC)	2400 W	2400 W	2,4 à 16,8 kW
SolarFlow 2400 AC+	3 200 W (en couplage AC)	2400 W	2 400 W	2,4 à 16,8 kWh
SolarFlow 1600 AC+	1 600 W (en couplage AC)	1600 W	1 600 W	1,92 à 11,52 kWh
SolarFlow 800 Plus	1 500 W (2 MPPT x 750 W)	1000 W	800 W	1,92 à 11,52 kWh

Que l’on parte d’une installation existante à compléter ou d’un projet de solaire de balcon, cette période de l’année reste propice pour évaluer ses besoins en stockage avant la saison où la production solaire diminue et où la consommation électrique du foyer augmente. L’opération commerciale de Zendure, qui court jusqu’au 8 octobre 2026, offre une occasion concrète de comparer les options disponibles selon la configuration de chaque logement.

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Trois ans après, les conséquences de la tempête Ciaran sont encore palpables, surtout chez Enedis. Au matin du 2 novembre 2023, 1,2 million de foyers se retrouvaient sans électricité, et le gestionnaire du réseau de distribution ne veut plus revivre une telle situation. Pour cela, une solution s’impose : enfouir les réseaux électriques. 

Si vous vous êtes déjà rendu du côté de Falaise, d’Eraines ou de Versainville, dans le Calvados, vous verrez peut-être un changement dans le paysage. Pour une fois, il ne s’agit pas de l’apparition soudaine de nouvelles éoliennes, mais plutôt de la disparition de lignes électriques. Suite à la tempête Ciaran, qui avait secoué la France pendant l’automne 2023, Enedis a lancé un grand plan de rénovation de ses lignes électriques aériennes. Il faut dire que les conséquences matérielles de la tempête avaient été très importantes avec 315 000 personnes privées d’électricité, rien qu’en Normandie.

Du côté de Falaise, le gestionnaire du réseau de distribution a donc décidé d’enterrer des lignes vieillissantes, là où les rafales de vent avaient pu atteindre 140 km/h. Sur le papier, l’enfouissement arrange tout le monde, puisque la sécurité du réseau est mieux assurée, et l’impact visuel des lignes aériennes disparaît.

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L’avenir des réseaux sera-t-il 100 % enfoui ?

Néanmoins, cette solution technique a un coût : l’enfouissement de ces 4 kilomètres de ligne a nécessité un budget de 600 000 euros. D’ailleurs, le chantier post-Ciaran ne devrait pas s’arrêter là et Enedis doit consolider près de 600 km de lignes aériennes en Normandie d’ici 2030. Montant de l’opération : 120 millions d’euros.

Un peu partout en France, les chantiers d’enfouissement des réseaux se multiplient, en particulier dans le cadre du remplacement de lignes anciennes, comme c’est le cas entre Angers et Écouflant. Cette fois, comme il est question de trois lignes 90 000 volts, c’est RTE qui se charge de l’opération. Une fois les nouveaux câbles posés, début 2028, le gestionnaire de réseau se chargera de la dépose des 60 pylônes électriques datant des années 1930.

Pour autant, tout le réseau électrique français ne subira pas le même sort. Si une grande part d’enfouissement est prévue pour le renouvellement du réseau de distribution, RTE devrait compter sur le transport aérien pour une grande partie de ses lignes 225 et 400 kV. Toujours selon RTE, ces derniers devraient toujours représenter 80 000 km de lignes en 2040.

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« Il y aura des interprétations très politiques de ce document », anticipe Emmanuelle Wargon, présidente de la Commission de régulation de l’énergie (CRE). L’autorité vient de publier une étude complète sur le coût justement complet du système électrique français. Les énergies renouvelables (ENR) seraient bénéfiques au réseau même en intégrant le coût du soutien public.

« Je ne parviens toujours pas à digérer l’énormité », écrit Thomas Vulliod, un employé d’EDF, sur le réseau social LinkedIn. Et si un internaute lui rappelle que « ce qu’elle (Mme Wargon, la présidente de la CRE) dit n’est pas faux », l’ingénieur d’EDF d’admettre que « ça n’est techniquement pas un mensonge ». Le rapport publié par la CRE montre qu’un développement des énergies renouvelables fait bien baisser les prix de l’électricité, de même qu’il réduit aussi les revenus des producteurs qui vendent leur électricité sur le marché, EDF en tête.

Un bilan positif, même avec les subventions

La CRE s’est replongée dans les marchés passés et, sans les nouvelles capacités solaires et éoliennes installées entre 2020 et 2025, le prix de l’électricité aurait été environ 20 euros le mégawattheure (€/MWh) plus élevé en 2025. Au lieu de 60 €/MWh, les marchés auraient grimpé à 80 €/MWh.

Le consommateur, ensuite, bénéficie du large déploiement des ENR. 8 milliards d’euros d’économies en 2025 d’après la CRE. Et même si les renouvelables ont un coût pour le réseau électrique, via les mécanismes de soutien public et les besoins d’adaptation des réseaux, la CRE chiffre ces surcoûts à seulement 3,5 milliards d’euros. Le bilan serait donc positif en coûts complets.

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Un coût de production quasi nul pour les renouvelables

Le coût de production des ENR est très faible, voire nul. Il leur suffit de soleil ou de vent et les électrons sont générés. Elles sortent alors les moyens de production plus coûteux dans l’ordre de mérite et tirent le prix de gros vers le bas. C’est aussi ce qui favorise la multiplication des épisodes de prix très faibles, voire négatifs lorsqu’il y a trop d’ENR.

Cette baisse des prix affecte donc les autres centrales. Elle réduit les revenus des centrales qui ne bénéficient pas d’un prix garanti, notamment les réacteurs nucléaires. « À l’échelle du système, nous pouvons encore ajouter des renouvelables, mais pour EDF, cela remet en question le modèle économique de son financement et sa capacité à financer ses investissements », reconnaît Emmanuelle Wargon.

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Il y a encore beaucoup de place pour les ENR

La CRE a donc cherché à déterminer jusqu’où cette dynamique pouvait aller sans mettre en péril le système électrique dans son intégralité. Dans une simulation où la consommation d’électricité reste constante, le parc solaire et éolien actuel pourrait encore augmenter de 50 % avant que les coûts supplémentaires pour le système et l’État ne dépassent les économies réalisées grâce à la baisse des prix.

Mais le problème du déploiement des renouvelables n’est plus seulement celui de leur coût, c’est aussi celui de leur valeur au sein d’un système électrique où les périodes de surproduction deviennent plus fréquentes. Plus les capacités augmentent, plus elles risquent de faire baisser le prix au moment même où elles produisent.

En 2025, le coût complet du système électrique français évalué par la CRE a atteint 55,9 milliards d’euros répartis entre 40 milliards pour la production et 15,9 milliards pour les réseaux. Les renouvelables hors hydraulique sont à 12,6 milliards d’euros. Les producteurs ont, eux, perçu 42,3 milliards d’euros de revenus, dont 35 milliards issus des marchés de gros et 6,2 milliards des soutiens publics.

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Menaces majeures du XXIᵉ siècle, les cyberattaques n’épargnent pas les infrastructures énergétiques, qui sont souvent d’une grande importance pour la stabilité d’un pays. En Asie, l’Inde a échappé au pire après le piratage de sa plus grande centrale nucléaire. Heureusement, les conséquences sont finalement minimes.  

Le 29 mai dernier, Yotta, un prestataire indien de services de centre de données, détecte une activité suspecte sur l’un de ses serveurs. L’événement, banal d’apparence, est vraisemblablement le point de départ d’une fuite massive de données de la centrale nucléaire indienne Kudankulam.

Cette fuite de données aurait été causée par World Leaks, un groupe de ransomware qui a l’habitude de pirater les données de grandes organisations mondiales, et d’exiger une rançon sous peine de publier les données piratées sur leur site internet. Ici, c’est ce qui s’est passé le 11 juin, quand 19 000 fichiers datant de 2016 à mi-2025 se sont retrouvés sur le dark web, accessible à tous.

Heureusement, selon la Nuclear Power Corporation of India Limited, les données fuitées ne concerneraient que les installations conventionnelles du site. Néanmoins, la fuite aurait tout de même révélé des plans de systèmes de ventilation, des compte-rendus de réunion, d’inspections ou des rapports d’évaluation.

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Des cyberattaques de plus en plus fréquentes ?

Ce n’est pas la première fois que la centrale nucléaire indienne est la cible de cyberattaques. En 2019, des hackers nord-coréens étaient parvenus à introduire un logiciel malveillant. Ce piratage n’avait eu aucune conséquence sur la centrale. Néanmoins ce type d’attaques pourrait se multiplier dans les années à venir, en particulier du fait d’un système énergétique toujours plus connecté.

D’ailleurs, en juillet 2026, une centrale électrique britannique a également fait l’objet d’une attaque, cette fois de pirates iraniens. L’incident n’a eu aucun impact sur le réseau électrique du pays, mais a provoqué son arrêt pendant près de quatre jours. L’année dernière, en Norvège, c’est une centrale hydroélectrique qui avait subi le même sort.

Pour faire face à ces attaques, EDF dispose d’un service dédié, appelé Computer Security Incident Response Team, qui s’occupe de tous les incidents de sécurité du groupe et se tient informé des potentielles menaces.

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Y aura-t-il bientôt quatre réacteurs nucléaires dans la centrale de Nogent-sur-Seine ? C’est en tout cas ce qu’espère la municipalité, qui vient de remettre officiellement sa candidature auprès d’EDF. L’emplacement des réacteurs de la deuxième phase de relance du nucléaire en France est attendu d’ici la fin de l’année. 

C’est en grande pompe que la ville de Nogent-sur-Seine a officiellement remis sa candidature à Bernard Fontana, PDG d’EDF, pour accueillir deux réacteurs nucléaires de nouvelle génération. Selon la délégation qui s’est rendue au siège d’EDF pour présenter cette candidature, Nogent-sur-Seine a de nombreux arguments à faire valoir pour recevoir deux EPR2.

En plus d’être situé à une centaine de kilomètres de Paris, le site possède deux lacs réservoirs artificiels (Orient et Temple). Ces deux réservoirs représentent 400 millions de mètres cubes d’eau, et constituent une sécurité importante pour le bon fonctionnement des EPR2 en cas de trop faible débit de la Seine.

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Jackpot pour les quatre candidats sélectionnés

Après Penly, Gravelines et Bugey, EDF compte choisir quatre autres candidats pour poursuivre sa relance du nucléaire. Si le choix des sites pour cette seconde phase est attendu avant la fin de l’année, rien n’est encore joué. Les sites encore en lice sont :

– Nogent-sur-Seine,

– Chinon,

– Blayais,

– Golfech,

– Belleville-sur-Loire

– Tricastin Grand Sud

Pour ces villes, l’accueil de ces nouveaux EPR est d’une importance capitale. En effet, chaque chantier promet près de 10 milliards d’euros d’investissements sur le territoire, 10 000 emplois et au moins 10 ans de chantier. L’impact d’un tel projet à l’échelle de la commune et du département est donc gigantesque. Pour s’en convaincre, il suffit de se balader dans les villes et villages qui accueillent déjà une centrale nucléaire. Grâce à des taxes foncières très élevées, les communes ont pu bénéficier de budgets municipaux très élevés en plus d’être abreuvées d’emplois.

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En quelques années, le nucléaire a pris une part très importante dans les débats concernant la transition énergétique. Si cet engouement se traduit d’ores et déjà par une augmentation du nombre de réacteurs en construction, cette hausse est encore insuffisante pour réellement peser sur la décarbonation du mix électrique mondial.

L’organisation internationale World Nuclear Association (WNA) vient d’actualiser son inventaire des réacteurs en cours de construction à travers le monde, et les résultats obtenus sont riches en enseignements. Actuellement, on compterait près de 80 chantiers de réacteurs, soit 22 de plus qu’en 2024, lorsque nous avions établi une carte des réacteurs en construction. Cette augmentation spectaculaire se joue principalement en Asie, et en particulier en Chine.

On constate tout de même que si le nombre de chantiers augmente, présentement, la capacité nucléaire disponible peine à augmenter. Sur les 20 dernières années, on recense 111 réacteurs arrêtés pour 101 réacteurs mis en service. En 2024, 440 réacteurs répartis dans 31 pays produisaient 2667 TWh, soit à peine plus que le précédent record de production daté de 2006. Le nucléaire représente 9% du mix électrique mondial, mais l’installation de nouvelles capacités de production n’accélère pas, ce pourcentage pourrait baisser dans les années à venir.

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Le nucléaire conventionnel est toujours aussi difficile à déployer

Avec les objectifs de décarbonation à l’échelle mondiale, le nucléaire suscite un regain d’intérêt grâce aux fortes puissances des réacteurs nucléaires, leur production stable et le haut facteur de charge. Certains pays envisagent de franchir le cap du nucléaire pour la première fois (ou presque) de leur histoire. C’est le cas du Kazakhstan, de la Pologne, de l’Ouzbékistan ou du Vietnam, qui ont tous des projets en cours de développement. De leur côté, le Bangladesh, l’Égypte et la Turquie construisent actuellement leur première centrale.

Néanmoins, la marche du nucléaire est difficile à franchir pour de nombreux pays. Les centrales nucléaires sont des projets de très grande envergure, qui engendrent de nombreuses contraintes. Outre l’aspect financier, elles sont souvent bien plus puissantes que les autres types de centrales, en particulier thermiques. Leur installation a donc un impact massif sur le réseau de transport de l’électricité, qui doit être lourdement adapté.

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Une histoire de politique

En parallèle, les pays qui veulent se lancer n’ont souvent pas l’expertise nécessaire pour mener un programme nucléaire, ils doivent donc forger des partenariats avec les rares pays qui savent construire des centrales : le Royaume-Uni, les États-Unis, la France, mais également la Chine et la Russie. D’ailleurs, ces deux derniers multiplient les accords avec de nombreux pays intéressés par le nucléaire et étendent ainsi leur influence par ces moyens. Dans un contexte géopolitique de plus en plus tendu, l’obligation de nouer des partenariats avec des acteurs parfois clivants peut freiner les pays concernés.

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Les centrales photovoltaïques flottantes se multiplient sur les plans d’eau des anciennes carrières d’extraction. Le solaire permet de valoriser ces vastes espaces fonciers sans compromettre leur retour à la nature. Symbole de cette évolution de plus en plus fréquente : une installation de 16,8 MWc prévue sur les étangs des anciennes carrières Martin, près de La Flèche (Sarthe). 

C’est une nouvelle page de l’histoire des anciennes carrières de granulats alluvionnaires Martin, au cœur de la Sarthe, qui est en train de s’écrire. Abandonnées au début des années 2010, les 6 excavations, rassemblées sur un site de 100 hectares, se sont naturellement transformées en étangs et la nature y a repris ses droits. Le site, devenu un petit havre de paix, en particulier pour les pêcheurs, va vraisemblablement accueillir des panneaux solaires flottants.

Une enquête publique s’apprête à ouvrir, le 15 septembre, pour la mise en place de presque 30 000 panneaux solaires flottants. Installés sur deux étangs de 13 et 22 hectares, ils devraient permettre d’atteindre une capacité totale de 16,8 MWc pour une production annuelle estimée à 18,8 GWh par an.

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De l’énergie décarbonée avec un impact visuel modéré

Pour limiter l’impact de cette centrale photovoltaïque flottante, plusieurs mesures ont été prises. D’abord, une distance de 20 mètres sera respectée entre les flotteurs et les berges, ce qui permettra de maintenir les activités de pêche sur le pourtour des étangs. D’autre part, 70 % des deux étangs concernés resteront découverts. Cela devrait notamment permettre aux espèces aquatiques de se protéger, tout en laissant une large zone d’utilisation pour les oiseaux. Enfin, les centrales solaires devraient participer à limiter le réchauffement et l’évaporation de l’eau durant les périodes estivales.

Ce type de centrale a pour avantage un impact visuel réduit, en particulier en comparaison à un parc éolien de même puissance (soit environ 4 éoliennes). Si tout se passe comme prévu, la mise en service de cette centrale devrait avoir lieu d’ici la fin de l’année 2028.

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La transition énergétique est loin d’être un long fleuve tranquille. L’augmentation exponentielle des capacités de production d’énergie renouvelable crée de plus en plus de tensions sur les réseaux électriques, et un déséquilibre de plus en plus important entre production et consommation. Heureusement, les capacités de stockage d’électricité augmentent à vue d’œil, et vont permettre aux réseaux de gagner en flexibilité. 

Voilà un constat très encourageant pour le déploiement des énergies renouvelables : les capacités de stockage par batterie augmentent de manière exponentielle. En 2025, on a recensé 108 GW de puissance de stockage déployée, soit 40 % de plus qu’en 2024. Les capacités installées sont désormais 11 fois supérieures à celles de 2021.

Dans son rapport global concernant l’année 2026, l’Agence internationale de l’énergie (AIE) a constaté que les batteries stationnaires (BESS) avaient généralement une capacité de stockage de l’ordre de deux heures, mais que ce chiffre avait tendance à augmenter au fil du temps, atteignant souvent quatre heures. Si 80 % des capacités installées sont à grande échelle, on compte 20 % de batteries « behind-the-meter », c’est-à-dire qui sont situées chez les professionnels et les particuliers. Aussi, sans surprise, la Chine domine le reste du monde en termes de déploiement puisqu’elle est responsable de 60 % des capacités installées dans le monde.

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La technologie LFP bientôt remplacée par le sodium-ion ?

À l’heure actuelle, c’est la technologie LFP qui règne en maître en couvrant 90 % du marché grâce à un coût plus faible que les autres solutions, et à une meilleure tenue pour les cycles de charge/décharge fréquents. Il y a encore cinq ans, elle ne représentait pas la moitié des capacités installées.

Pour autant, rien ne nous dit que le LFP restera la technologie de référence dans les années à venir. De nombreuses startups travaillent sur d’autres solutions. C’est le cas de Peak Energy, qui travaille sur la technologie sodium-ion, qui a de nombreux avantages. Parmi eux, on peut citer des coûts de stockage réduits, une disponibilité de 99 % et une plus grande fiabilité, notamment grâce au recours à du refroidissement passif.

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Il n’y a pas que le prix de l’essence qui grimpe en flèche. Pendant le mois d’août, le prix de l’électricité sur le marché de gros a littéralement explosé. De quoi inquiéter tout le monde… sauf les exploitants de batteries. 

En cette fin d’été, la situation du prix de l’électricité sur les marchés de gros est problématique. Storio, acteur français du stockage d’énergie par batterie, a relevé un prix moyen de l’électricité de 123 €/MWh sur le marché SPOT day-ahead pour le mois d’août 2026. C’est tout simplement le double du prix moyen de l’année dernière, sur la même période, et la plus haute moyenne relevée depuis le début de la guerre en Ukraine, en 2022.

Cette situation s’explique par la conjonction de plusieurs facteurs. D’abord, les fortes chaleurs ont engendré une consommation d’électricité plus importante qu’à l’accoutumée. Cela laisse d’ailleurs présager de futures tensions sur les marchés de l’électricité pendant les périodes estivales des années à venir.

En parallèle de cette consommation, plusieurs centrales thermiques ont vu leur production baisser à cause de problèmes de refroidissement et de niveaux de rivières insuffisants. En France, cela concerne le nucléaire et en Allemagne le charbon. Les centrales à gaz sont parfois mobilisées pour compenser, sauf que le prix du gaz est lui-même très élevé à cause de la crise du détroit d’Ormuz.

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Une situation paradoxale

Ces tensions importantes concernant le prix de l’électricité arrivent pourtant à un moment où les prix négatifs n’ont jamais été aussi nombreux. Entre 11h et 15h, les centrales solaires produisent à plein régime et font chuter drastiquement le prix de l’électricité. Depuis le début de l’année, Storio a relevé 750 heures de prix négatifs, soit déjà plus que sur toute l’année 2025.

Ce contexte profite clairement aux exploitants de systèmes de stockage, en particulier de batteries. Storio indique qu’en août 2026, une batterie a pu générer un revenu 65 % plus élevé que sur la même période l’année dernière. D’ailleurs, le spread moyen, c’est-à-dire la différence moyenne entre le prix d’achat et de revente depuis le début de l’année, est estimé à 134 €/MWh.

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L’Europe pourrait signer une année record en matière d’installation d’éoliennes, mais ce n’est pas grâce à la France. Fort d’un excellent premier semestre, le Vieux Continent espère atteindre 24 GW de nouvelles capacités d’ici la fin décembre. À partir de l’année prochaine, ce sont 30 GW de capacités qui devront être mises en service chaque année. 

L’Europe a installé 8,8 GW de nouvelles capacités de production éolienne sur les six premiers mois de l’année 2026, ce qui porte le total à 311 GW. Si le Vieux Continent continue sur cette lancée, l’année 2026 pourrait être une année record en matière d’installation, en faisant mieux que l’année 2022 et ses plus de 16 GW mis en service.

Si l’éolien en mer s’accapare l’actualité en matière d’énergies renouvelables, c’est bien l’éolien terrestre qui joue le rôle de locomotive pour le secteur avec 74 % des nouvelles capacités installées lors de ce premier semestre.

Dans ses dernières prévisions de l’automne 2026, Wind Europe s’attend à ce que l’Europe finisse l’année avec 24 GW de nouvelles capacités de production. C’est une étape encourageante vers l’objectif des années suivantes, établi à 30 GW d’installation par an jusqu’en 2030.

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Et la France ?

Sans surprise, cette bonne dynamique européenne est en grande partie due à l’Allemagne qui continue de s’équiper massivement en éoliennes. Elle représente à elle seule 3,4 GW de nouvelles installations, suivie par le Royaume-Uni (789 MW) et l’Espagne (612 MW). La France se retrouve au pied du podium, avec un total de 556 MW de nouvelles capacités installées entre janvier et juin 2026. Ces nouvelles capacités sont majoritairement terrestres (414 MW).

La France n’affiche pas une dynamique extraordinaire. Wind Europe constate, par exemple, une baisse de 12 % de projets autorisés dans l’Hexagone entre le premier semestre 2025 et le premier semestre 2026. Même en termes d’objectifs de capacité d’installation offshore pour la période 2026-2030, la France est loin des meilleurs. Elle devrait ajouter 1,4 GW de capacité, tandis que l’Allemagne vise 6,9 GW et le Royaume-Uni vise 13,5 GW.

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Depuis l’année 2024, qui avait explosé tous les compteurs, les investissements dans la production d’énergie renouvelable sont en chute libre. Cette baisse drastique s’explique notamment par des besoins de plus en plus importants en stockage pour mieux adapter la production non pilotée aux besoins électriques réels. 

Si la transition énergétique a représenté plus de 2 000 milliards de dollars d’investissements en 2025 à l’échelle mondiale, le secteur des énergies renouvelables n’est pourtant pas au beau fixe. La filière a connu une baisse de 10 % d’investissement entre l’année 2024 et l’année 2025 pour s’arrêter à 690 milliards de dollars, selon BloombergNEF. Sur le premier semestre 2026, la situation s’est stabilisée, sans pour autant repartir à la hausse avec 327 milliards de dollars d’investissement.

Dans le monde, le secteur éolien est à la peine avec une baisse de 27 % par rapport au premier trimestre 2025, en grande partie à cause de l’éolien offshore qui a subi de nombreuses déconvenues, particulièrement en Europe. La situation est telle que les investissements en la matière ont chuté de 72 % en un an ! Heureusement, le secteur de l’éolien terrestre résiste beaucoup mieux avec une baisse de seulement 4 %. En Europe, certains pays sont même en progression comme l’Allemagne, la Roumanie ou la Serbie.

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Les projets associant solaire et stockage explosent

Le photovoltaïque n’est pas en reste, et fait également face à une chute drastique des investissements. On parle du plus bas niveau d’investissement depuis 2021. Cette situation s’explique par des inquiétudes de plus en plus importantes des investisseurs à cause de la multiplication des écrêtements, de la congestion des réseaux et de la cannibalisation des prix de l’électricité.

Si les centrales solaires ralentissent, ce n’est pas le cas des projets hybrides (solaires et batterie) qui se multiplient. Les investissements sur ce type d’association ont été multipliés par 3 entre les premiers trimestres 2025 et 2026. Cette situation montre que les enjeux du stockage prennent une place de plus en plus importante dans la gestion de la production d’énergie décarbonée.

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Si 90 % des trains voyageurs circulent sur des lignes électrifiées, ce qui leur garantit une empreinte carbone réduite, la décarbonation des 10 % restants est un défi technique et technologique majeur pour la SNCF. Le groupe français vient de franchir une nouvelle étape dans cette direction avec la mise en service du tout premier train à batterie. 

Il y a du changement sur la ligne ferroviaire Vauvert – Nîmes, en Occitanie. Habituellement, cette liaison est assurée par des rames bimode électrique/thermique qui sont capables de circuler sur des lignes électrifiées ou non. Mais depuis quelques jours, y circule le premier train français à batterie. Issu d’une expérimentation menée conjointement par cinq régions, Alstom et SNCF Voyageurs, cette unité multiple électrique à batterie est équipée de 16 modules lithium qui lui confèrent une autonomie de 80 à 100 km. La recharge des batteries a lieu pendant les phases de freinage ou grâce aux caténaires.

Pour le moment, la rame effectue trois allers-retours par jour entre Vauvert et la gare de Nîmes, l’expérimentation doit durer deux ans. 20 % d’économies d’énergie sont attendues par rapport à l’habituelle rame bimode. L’ensemble du programme, qui devrait permettre la conversion d’autres rames, représente un investissement de près de 40 millions d’euros.

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Respecter les spécifications du train existant

Visuellement, mise à part la livrée spécifique de cette rame électrique, il est impossible de la distinguer des habituelles rames électriques/thermiques, et pour cause. Il ne s’agit pas d’un nouveau train, mais d’un retrofit des rames électriques/thermiques construites dans les années 2000, qu’on retrouve un peu partout en France.

Pour réussir cette conversion, les équipes d’Alstom ont donc dû effectuer des modifications sans toucher aux spécifications d’origine de la rame, à savoir son volume, sa masse ou ses logiciels embarqués. Les 16 batteries lithium embarquées ont ainsi la même masse et le même encombrement que les anciens moteurs diesel. De la même manière, la conduite ne change pas, ce qui permet de ne pas perturber les habitudes des conducteurs.

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Vu du ciel, il ne reste plus rien du Karatchaï, un petit lac comme il en existe des centaines de milliers en plein cœur de la Russie. Pourtant, celui-ci a eu un destin bien différent des autres, en servant de déchèterie nucléaire à l’URSS, en particulier pendant la guerre froide. Depuis, la Russie l’a fait sceller pour tenter d’endiguer la radioactivité du site, mais les conséquences de cette pratique sur les populations locales et l’environnement auraient été désastreuses.

Au premier abord, le nom du lac Karatchaï, situé aux confins de l’Oural, respire l’aventure. On l’imagine aisément au cœur de la taïga, bordé de bouleaux et de pins. Pourtant, la réalité est bien différente, à cause d’une infrastructure voisine construite à la fin des années 1940 : le complexe nucléaire Maïak. Ce site industriel a été édifié dans un but précis : produire du plutonium pour équiper l’arsenal nucléaire russe, en pleine guerre froide.

Seulement voilà, cette production obtenue à partir de cinq réacteurs plutonigènes génère beaucoup de déchets radioactifs, dont des effluents. Dès 1951, la décision est prise de « stocker » ces déchets dans le petit lac Karatchaï. Entre 1951 et 1989, ce sont plus de 5 millions de mètres cubes de solutions contaminées qui ont été déversés dans le lac et qui ont souillé ses couches géologiques. Outre la contamination directe des alentours du lac, de la poussière radioactive s’accumule sur les berges du lac lors des épisodes de sécheresse. Résultat, en 1967, de forts vents transportent l’équivalent de 600 curies de particules radioactives à plus de 75 km du site, entraînant la contamination probable de nombreux habitants de la région.

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Une chape de béton pour tenter de limiter les risques

À partir de cette date, les autorités locales décident d’immerger des milliers de blocs de béton pour tenter de maintenir les boues radioactives au fond du lac. Cette technique a pour conséquence de réduire drastiquement la taille du lac, qui passe de 45 hectares dans les années 50 à seulement 20 hectares en 1991.

Plus tard, le complexe est transformé en centre de traitement des déchets radioactifs, mais il semblerait que les rejets dans le lac aient continué au moins jusqu’à la fin des années 90, en partie pour éviter un assèchement du lac. Finalement, en 2015, la Russie décide de sceller définitivement le lac avec du béton et un programme de surveillance est mis en place pour analyser la radioactivité locale ainsi que celle des eaux souterraines.

Pourtant, ces mesures paraissent être trop tardives. Selon certaines sources, depuis le début du stockage des déchets radioactifs dans le lac, le nombre de cancers chez les travailleurs du site et les résidents de la région aurait augmenté de 21 % avec une hausse des anomalies congénitales et des leucémies.

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Si la fin des énergies fossiles semble inéluctable, la gestion des prochaines décennies alimente les débats et suscite des tensions, même au sein de l’Europe. Alors que le Vieux Continent veut montrer l’exemple et tourner la page du pétrole et du gaz le plus rapidement possible, la Norvège veut continuer de profiter encore un peu de ses immenses réserves fossiles. 

La Norvège a beau avoir l’un des mix électriques et énergétiques les moins carbonés de la planète, elle est aussi l’un des plus grands exportateurs d’hydrocarbures au monde, notamment grâce aux réserves présentes dans les sous-sols de la mer du Nord, de la mer de Norvège et de la mer de Barents. Fin 2025, on comptait pas moins de 97 champs de gaz naturel et de pétrole au large des côtes du pays nordique.

Pour le pays scandinave, ces ressources en hydrocarbures ont un très grand rôle pour l’économie, en conférant emplois, revenus et indépendance énergétique. En 2025, les exportations de gaz et de pétrole ont rapporté à la Norvège près de 85 milliards d’euros, soit 57 % de la valeur totale des exportations du pays.

De ce fait, malgré une transition mondiale progressive vers les énergies décarbonées, le pays compte bien continuer à profiter de ces ressources naturelles encore quelques (dizaines) d’années, et a annoncé, en mai 2026, l’APA2026 : un programme de 70 blocs d’explorations, dont 38 dans la mer de Barents.

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L’enjeu du nord de la mer des Barents

Cette décision n’est pas du goût de l’Union européenne, qui prône la mise en place d’un moratoire concernant les nouveaux forages d’hydrocarbures pour des raisons environnementales. Surtout, l’Union européenne vise la neutralité carbone d’ici 2050, or des explorations pétrolières conduiraient à une exploitation de ces ressources aux alentours de 2030 à 2040.

Seulement voilà, depuis la chute des importations de gaz russe, la Norvège a pris une importance capitale dans l’approvisionnement européen en gaz naturel. Désormais 4ᵉ exportateur mondial de gaz, le pays scandinave a fourni 95 % de ses exportations de gaz au Vieux Continent, soit 30 % des besoins de ce dernier.

Ainsi, l’Europe se retrouve face à un dilemme difficile à résoudre : s’opposer aux explorations pétrolières norvégiennes au risque de mettre en péril son indépendance énergétique aux alentours de 2040, ou encourager ces explorations mais renoncer à des positions fortes en matière de protection de l’environnement.

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En retard par rapport à l’éolien ou au photovoltaïque, les systèmes capables de produire de l’électricité à partir des énergies de la mer tardent à éclore. Heureusement, une société suédoise est parvenue à faire certifier son système, preuve qu’on approche d’une forme de maturité technologique. 

La société suédoise CorPower vient d’annoncer la certification de son système houlomoteur C4 par l’organisme indépendant DNV, sous la norme DNV-SE-0120 et la dénomination « Certification des convertisseurs et réseaux d’énergie de vague ». Avec cette première mondiale, l’énergie houlomotrice fait un pas dans la catégorie fermée des énergies de la mer considérées comme matures.

Pour rappel, Det Norske Veritas est un organisme indépendant de certification centenaire, spécialisé dans le secteur maritime. Il certifie à la fois les navires, les infrastructures liées à l’exploitation des hydrocarbures, mais également des énergies renouvelables. Dans le cadre du système houlomoteur C4, cette certification est l’aboutissement d’un travail conjoint de 10 ans destiné à rendre la technologie développée par CorPower viable en termes de performances, mais également de résistance structurelle, de fiabilité et de sécurité.

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Deux parcs houlomoteurs en cours de développement

Le CorPower C4 est une sorte de bouée de 18 mètres de haut et 9 mètres de diamètre pour 70 tonnes. Ce premier dispositif à échelle commerciale, de 300 kW, a été mis à l’eau en septembre 2023 au large des côtes portugaises. Désormais, CorPower travaille sur ses deux premiers parcs pré-commerciaux, dont les mises en service devraient avoir lieu avant la fin de la décennie.

Le premier projet, appelé Viana Wave, est censé voir le jour au nord du Portugal. Il sera constitué de 30 systèmes houlomoteurs pour une puissance cumulée de 10 MW et pourrait produire 46 GWh par an. Ce projet bénéficie d’une subvention européenne de 40 millions d’euros, via le Fonds pour l’innovation.

Le deuxième projet, nommé Valiant, prendra place dans les Orcades, au nord de l’Écosse. D’une puissance de 5 MW, il devrait être constitué de 14 C4, et pourrait bénéficier d’un contrat de différence (CfD). Il fait également l’objet d’une subvention de 19 millions d’euros, via Euro Horizon Europe.

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Le développement des solutions de production d’électricité décarbonée de faible envergure favorise la création de communautés énergétiques, qui se partagent une électricité produite localement, et à moindre coût. C’est particulièrement vrai avec les micro centrales hydroélectriques. 

Le moulin d’Entraygues, situé sur la commune d’Entraygues-sur-Truyère (Aveyron), produit jusqu’à 1,5 GWh d’électricité verte par an grâce à ses deux turbines Kaplan qui totalisent 800 kW. Mais si les micro centrales hydroélectriques de ce genre sont nombreuses en France, celle-ci se distingue par la manière dont elle distribue son électricité. Grâce à la mise en place d’un marché local, l’électricité produite est proposée en circuit court et à un tarif préférentiel pour les 15 communes situées à proximité directe de la centrale. Rendu accessible aux professionnels comme aux particuliers, ce dispositif permet à ces derniers de faire des économies sur leur facture, tout en favorisant une production d’électricité locale et décarbonée.

D’ailleurs, le moulin d’Entraygues n’est pas le seul à proposer ce type de service. Dans le Haut-Jura, on retrouve un dispositif similaire au Moulin Choudet, sur la commune de Foncine-le-Haut. Ici, ce sont 400 MWh/an qui sont produits par la centrale, et proposés aux professionnels alentours. Depuis janvier 2026, une dizaine d’entreprises a rejoint le dispositif, et bénéficie à la fois d’un tarif plus avantageux, mais également de moins de fluctuations de prix.

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Le principe de l’autoconsommation collective

Concrètement, ce type d’initiative est rendu possible grâce au principe de l’autoconsommation collective. Celui-ci permet à plusieurs consommateurs proches de se partager l’électricité produite localement via le réseau public. Ici, c’est Luciole Énergies qui joue le rôle d’organisateur en répartissant l’électricité produite localement entre les différents participants, grâce à une clé de répartition définie à l’avance. Cette clé de répartition est, en quelque sorte, la règle du jeu. Elle définit les différentes priorités en fonction des types de consommateurs.

À l’échelle individuelle, la consommation couverte par le marché local est payée indépendamment du contrat de fourniture d’électricité habituel, et elle est soustraite de la facture mensuelle. Ici, ce mécanisme permet de profiter d’une énergie hydroélectrique localement produite, mais il peut être associé à d’autres moyens de production d’électricité comme le photovoltaïque ou des parcs éoliens terrestres citoyens.

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