Pour répondre au défi de la décarbonation des transports collectifs, la région Centre-Val de Loire mise sur le retrofit de ses cars scolaires. Cette solution, encore peu déployée, pourrait rendre l’électrification des usages plus abordable d’un point de vue financier.
La décarbonation du secteur du transport routier est une équation difficile à résoudre, en particulier au sujet des poids lourds. Les collectivités territoriales sont confrontées à cette problématique à travers le ramassage scolaire et le transport interurbain, aujourd’hui assurés presque exclusivement par des autocars à propulsion diesel.
En Centre-Val de Loire, une expérimentation a été lancée en 2022 autour du rétrofit de ces autocars diesel en partenariat avec l’entreprise de transport Transdev. L’objectif est de réduire drastiquement les émissions de CO2 de ces missions, sans pour autant devoir investir dans des véhicules électriques neufs, au tarif souvent prohibitif. Après de premières conversions réussies, la région passe à la vitesse supérieure en inaugurant un atelier de conversion.
Pour en arriver là, de nombreuses étapes ont dû être franchies, comme l’homologation du premier autocar rétrofité d’Europe. L’opération a été réalisée en 2023 par l’entreprise française Retrofleet, qui a remplacé le groupe motopropulseur diesel d’un Iveco Crossway pour le remplacer par un moteur électrique Dana TM4 et un ensemble de 192 kWh de batterie LFP. Avec ce nouveau matériel, l’autocar est bridé à 90 km/h et affiche une autonomie de 150 km.
C’est peu, mais c’est aujourd’hui l’une des rares solutions pour éviter les émissions de CO2 pour ce type de véhicule. D’ailleurs, Retrofleet annonce une réduction des émissions de l’ordre de 87 %, pour une durée de vie surprenante de 40 ans en usage scolaire. Fort de cette première réussite, la région et Transdev visent désormais la conversion de 20 autocars supplémentaires grâce au nouvel atelier installé à Château-Renault, entre Tours et Blois.
Le déploiement des pompes à chaleur comme principal moyen de chauffage des logements fait partie intégrante du plan d’électrification français. Néanmoins, le remplacement d’une chaudière à énergie fossile par une pompe à chaleur nécessite souvent un budget important, et n’est pas à la portée de tous. Pour aider les foyers les plus modestes, le gouvernement vient de lancer une nouvelle subvention, sous une forme qui se rapproche du « leasing social » mis en place pour les voitures électriques.
Annoncé en juillet par la ministre de l’Énergie Maud Bregeon, ce dispositif à destination des ménages modestes n’a de leasing que le nom. Contrairement à ce qui se pratique dans l’automobile, la location longue durée (ou leasing) d’une pompe à chaleur est un mode de financement qui permet de remplacer une chaudière au gaz, au fioul ou au charbon par une pompe à chaleur. Le foyer devient propriétaire de l’appareil dès son installation.
Avec ce mode de financement, chaque ménage bénéficiant du leasing doit verser un paiement mensuel comprenant le reste à charge de l’appareil, son entretien et, en option, un abonnement d’électricité. Pour éviter un coût trop élevé, la règle imposée par le gouvernement est simple : ce paiement ne doit pas dépasser la dépense d’énergie mensuelle d’avant travaux. L’offre est réservée aux revenus modestes ou très modestes.
Notons que chaque offre proposée par ces groupements doit comprendre une pompe à chaleur air/eau après étude du logement, un contrat de maintenance d’au moins trois ans qui couvre l’entretien courant et les pannes, et la prise en charge des demandes d’aides et le financement du reste à payer. Une offre d’électricité à prix fixe pendant trois ans est également comprise, mais peut être refusée par le propriétaire.
La fourchette d’installation attendue par le gouvernement d’ici fin 2028 ne cesse d’évoluer. Si on parlait de 20 000 à 35 000 PAC mises en service en deux ans, l’objectif aurait finalement été relevé à 55 000.
Marché SPOT, day-ahead, long terme, infrajournalier. Voilà autant de notions qui sont évidentes pour les habitués du marché de gros de l’électricité, mais qui ressemblent à du chinois pour le commun des mortels. Dans cet article, nous revenons sur le fonctionnement du marché de l’électricité à l’échelle européenne, et sur les méthodes qui permettent d’en calculer le prix.
Le prix de l’électricité fait souvent la une de l’actualité. Il illustre parfaitement les conséquences financières des tensions géopolitiques, des enjeux de la décarbonation et même du changement climatique. Pourtant, tout le monde ignore comment il est établi, et surtout à quoi il fait référence. C’est donc l’heure de faire un point sur le marché de gros de l’électricité, et sur les raisons pour lesquelles chaque Français risque d’y prêter de plus en plus attention.
En simplifiant la situation française, on distingue deux types de marchés : le marché à long terme et le marché SPOT, qui permet des ajustements plus fins au jour le jour. Cette combinaison des deux permet d’atteindre un équilibre constant entre l’offre et la demande. Ce dernier est ensuite affiné en temps réel par RTE, le gestionnaire français du réseau d’électricité.
Avant de rentrer dans le vif du sujet, il faut d’abord revenir sur les différents acteurs qui animent ce marché. On retrouve :
Les producteurs d’électricité, qui négocient et vendent la production de leurs centrales électriques. Par exemple : EDF, TotalEnergies ou encore Engie.
Les fournisseurs d’électricité, qui négocient et s’approvisionnent en électricité pour ensuite la vendre à des clients finals pour leur consommation.
Les négociants, qui achètent spécifiquement de l’électricité pour la revendre ensuite, permettant ainsi de favoriser la liquidité du marché.
Les opérateurs d’effacement, qui valorisent la consommation évitée de ses clients en cas de manque de production.
Ces quatre acteurs effectuent des échanges et des transactions sur des bourses, ou de gré à gré.
Le marché à long terme, socle financier du marché de l’électricité
Pour ces échanges et ces transactions, on retrouve d’abord les produits à terme. Les différents acteurs du marché de l’électricité peuvent conclure des contrats sur les semaines, mois et même années à venir. Ces contrats permettent de sécuriser un approvisionnement sur le long terme, d’éviter les mauvaises surprises à cause d’un prix au jour le jour trop élevé. Enfin, ce type de contrat permet de s’assurer un approvisionnement en électricité bas carbone.
Parmi les exemples récents de contrats sur le long terme, il y a les récents accords passés entre EDF et de grands consommateurs comme ArcelorMittal, Lafarge ou TotalEnergies, grâce au contrat d’allocation de production nucléaire (CAPN). Notons que les volumes enregistrés sur les marchés à terme ont atteint 1897 TWh en 2025 pour une consommation d’électricité de seulement 451 TWh. Cela s’explique par le fait que chaque MWh peut faire l’objet de plusieurs transactions entre le producteur, le fournisseur et un potentiel négociant. De plus, ces contrats servent souvent de couverture, mais ne correspondent pas forcément à des MWh physiques.
De ce fait, les ajustements sont nombreux. À cela s’ajoutent des acteurs purement financiers qui prennent temporairement des positions pour les échanger plus tard.
Le marché SPOT au cœur de l’équilibre offre/demande
Au-delà des marchés à long terme, le SPOT est un marché de l’électricité à très court terme. Il permet d’acheter et de vendre de l’électricité pour le lendemain ou le jour même. Il se compose de deux segments, le day-ahead et le intraday.
Day-ahead, ou marché journalier
C’est ce marché qui fixe le prix de référence de l’électricité. Chaque jour, les acteurs (producteurs et consommateurs) du marché fixent des ordres pour toute la journée du lendemain, ce qui aboutit à une enchère journalière unique, de dimension européenne, qui confronte offre et demande. Les capacités de production sont classées selon la règle du merit order (les MWh les moins chers sont choisis en premier) jusqu’à atteindre le niveau de consommation estimé. Pour illustrer, quand les besoins s’élèvent à 60 GW d’électricité, la production peut se présenter de cette manière :
45 GW de volume cumulé de nucléaire, dont le coût est de 50 €/MWh.
13 GW d’hydroélectricité, dont le coût est de 70 €/MWh.
2 GW de centrales à gaz, dont le coût est de 160 €/MWh.
Le dernier producteur nécessaire pour équilibrer le système, souvent appelé centrale marginale, fixe le prix pour l’ensemble des MWh retenus sur cette période. Dans notre exemple, cela signifie que les 60 GW de production seront rémunérés à 160 €/MWh. Conséquence de ce mode de fonctionnement, lors des épisodes de forte consommation, même les moyens de production au coût très élevé sont mobilisés, ce qui engendre une forte hausse des prix.
Notons que les MWh échangés sur le marché spot day-ahead ne sont qu’une fraction de la consommation d’électricité totale française. En 2025, 139 TWh d’électricité ont été achetés via le marché day-ahead, sur une consommation totale de 451 TWh.
Surveiller le prix de référence du MWh en temps réel
La plateforme éCO2mix de RTE permet de consulter le prix de l’électricité sur le day-ahead sur 9 pays européens, au pas de 15 minutes. On peut y voir les fortes fluctuations du prix de l’électricité au fil de la journée.
Intraday, ou marché infrajournalier
Pour finir, afin d’affiner avec précision l’équilibre entre offre et demande, il existe un autre marché SPOT, l’intraday, qui prend la forme d’un marché continu et permet d’ajuster presque en temps réel les capacités de production aux besoins de consommation, jusqu’à une heure avant la livraison effective du MWh d’électricité. Il existe également trois enchères par jour dédiées à la maille de 15 minutes.
Abonnement à tarification dynamique, l’avenir de la fourniture d’électricité pour les particuliers ?
Jusqu’à récemment, pour les Français, ce marché de gros de l’électricité n’avait que peu d’incidence sur la facture d’électricité à la fin du mois, mais cela pourrait changer dans les années à venir. Le déploiement massif de capacités de production d’électricité renouvelable a eu pour effet d’augmenter fortement la volatilité du prix de l’électricité. Du printemps à l’automne, il n’est pas rare de voir le prix de l’électricité passer de 0 €/MWh à plus de 200 €/MWh sur la journée.
Cette grande volatilité est un inconvénient pour certaines situations, mais peut également être un avantage pour tous les acteurs de flexibilité qui ont des capacités de stockage. Or, le marché des batteries domestiques progresse, tandis que certains fournisseurs d’électricité commencent à proposer des abonnements à tarification dynamique. Comprenez que le prix proposé est indexé au prix SPOT day-ahead.
La combinaison des deux permet, en théorie, à chacun d’acheter de l’électricité quand elle est la moins chère pour la réutiliser pendant les périodes de tensions énergétiques. Cette solution pourrait permettre une baisse de la facture d’électricité, tout en participant de manière concrète à l’équilibre du réseau.
Saturation des réseaux, règles d’urbanisme : l’installation d’une centrale photovoltaïque ne s’improvise pas et relève de plus en plus du casse-tête que de la simple prospection. Pour aider les développeurs de projets à trouver de nouveaux emplacements, une société a mis au point une plateforme interactive qui fait ces recherches automatiquement grâce à l’IA.
À mesure que les énergies renouvelables se développent en France, trouver des emplacements pour installer de nouveaux projets devient de plus en plus difficile. Pour faciliter le travail des développeurs de projets, la société norvégienne Glint Solar vient de lancer Land Screening, une plateforme en ligne qui permet de déterminer des sites potentiels pour installer des centrales photovoltaïques et/ou des batteries de stockage.
Fonctionnant notamment grâce à l’IA, cette plateforme en ligne considère de nombreuses données comme les infrastructures réseaux et leur capacité d’accueil, les zonages d’urbanisme, la topographie et d’autres contraintes de développement. Selon l’entreprise, ce nouvel outil permet de scanner l’ensemble du territoire français pour éviter de perdre du temps lors d’interminables phases de prospection.
Les résultats obtenus, à l’échelle de la parcelle, permettent ensuite de faire une analyse de terrain plus précise pour limiter les risques de refus de permis. Déjà utilisée par des acteurs majeurs du photovoltaïque comme TotalEnergies ou Photoshop, la plateforme aurait fait augmenter le taux d’obtention de permis de 30%.
Ce type d’outil est d’autant plus important que les capacités de raccordement sont toujours plus limitées, la faute à un réseau qui commence à saturer. Contrairement aux grandes centrales thermiques ou nucléaires, les énergies renouvelables sont généralement installées sur des sites où les besoins en électricité sont modestes. De ce fait, les infrastructures locales de transport d’électricité sont souvent rapidement saturées.
De cette situation résultent des délais de raccordement qui s’allongent. Heureusement, des investissements massifs en la matière sont prévus pour les 15 prochaines années. Mais la situation ne devrait pas se débloquer du jour au lendemain.
À défaut de pouvoir stopper net les émissions de CO2, le projet Greensand propose une alternative : renvoyer le CO2 d’où il vient, c’est-à-dire dans des réservoirs géologiques souterrains. C’est d’ailleurs via les infrastructures d’une ancienne plateforme pétrolière que le projet Greensand vient de commencer à injecter du CO2 dans le sol, au cœur de la mer du Nord.
Le projet Greensand vient officiellement de commencer à enterrer du dioxyde de carbone par 1800 mètres de fond, au beau milieu de la mer du Nord. Porté par Ineos, Harbour Energy, le gouvernement danois et l’Union européenne, ce site constitue le premier projet de captage et de stockage de CO2 (CCS) de l’Union européenne.
Le réservoir de Greensand est situé à 250 km des côtes danoises. Situé au niveau de l’ancienne plateforme pétrolière Nini Ouest, il doit d’abord accueillir 400 000 tonnes de CO₂ liquéfié par an avant d’atteindre le rythme de 4 à 8 millions de tonnes de CO₂ par an d’ici 2030.
Premier site de l’Union européenne, mais pas de l’Europe
Bien qu’imparfaites, les solutions de stockage du CO2 constituent le seul espoir de neutralité carbone pour de nombreuses industries émettrices de CO2. Ce n’est d’ailleurs pas un hasard si un pipeline destiné au transport du CO2 est en construction dans l’ouest de la France, jusqu’à Montoir-de-Bretagne. Celui-ci devrait permettre d’acheminer le CO₂ émis par des cimentiers comme Lafarge ou Lhoist jusqu’au terminal de Montoir, pour être transporté par voie maritime jusqu’en Norvège. Le pays scandinave accueille le premier site de stockage de CO₂ européen : Northern Lights. Inauguré il y a deux ans, presque jour pour jour, celui-ci utilise cette fois un ancien réservoir aquifère marin qui séquestrait de l’eau salée.
À terme, d’autres sites devraient proposer les mêmes services. Il n’est pas impossible que la France en accueille quelques-uns, si l’appel à manifestation de 2024 sur le sujet porte ses fruits.
Une récente enquête rapporte qu’au moins 11 auteurs du GIEC seraient liés de près ou de loin à l’industrie pétrolière d’Arabie saoudite, certains étant directement salariés de l’immense Saudi Aramco. Cette découverte pose question sur la neutralité de l’organisation internationale en charge de caractériser le changement climatique.
Une récente enquête journalistique menée par 4 médias, dont L’Humanité et The Guardian, risque d’altérer la réputation du GIEC, dont le prochain rapport est attendu avec impatience pour 2028. Cette enquête révèle les liens directs ou indirects de 11 auteurs avec la filière du gaz et du pétrole en Arabie saoudite. Ces liens posent des questions sur l’indépendance du GIEC, et sur de potentiels conflits d’intérêts qui viendraient entacher la solidité des rapports publiés.
Créé en 1988, le Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat, mieux connu sous le nom de GIEC, a une importance capitale sur la caractérisation du changement climatique, de ses causes et de ses conséquences. Son dernier rapport, publié sous la forme de plusieurs documents entre 2021 et 2023, est très souvent utilisé comme référence commune pour juger de la cohérence des politiques de décarbonation et de protection face aux risques climatiques.
Les 11 auteurs visés par l’enquête en question appartiennent au groupe de travail nᵒ 3 du GIEC, qui traite de l’atténuation du changement climatique, et qui est donc directement lié aux choix politiques et économiques à l’échelle mondiale, ce qui suscite de nombreuses inquiétudes quant à l’objectivité des prochaines conclusions retenues.
Le GIEC n’a pas manqué de répondre que « les affiliations professionnelles ne constituent pas, à elles seules, un conflit d’intérêts et que les situations signalées ont pu être résolues ». En d’autres termes, avec ces 11 auteurs, le GIEC aurait appliqué sa politique interne sur les conflits d’intérêts, et donc il n’y en aurait pas. Le GIEC a également rappelé que chaque rapport était rédigé conjointement par plusieurs centaines d’auteurs, rendant presque impossible la transcription finale de volontés individuelles.
Pourtant, la question se pose, car plusieurs de ces auteurs appartiennent à Saudi Aramco, qui est tout simplement la plus grande entreprise pétrolière au monde, produisant près de 3,8 milliards de barils bruts de pétrole par an. L’entreprise posséderait des réserves suffisantes pour maintenir cette cadence de production pendant encore 70 ans.
L’une des personnes ciblées par l’enquête concerne Mustafa Babiker, salarié de Saudi Aramco depuis 2006, et coordinateur du chapitre sur l’analyse des politiques publiques du prochain rapport. On retrouve aussi Diego Armando Moya-Pinta, chercheur en système énergétique et principal auteur du chapitre 9 du 7ᵉ rapport du GIEC, intitulé « Energy Systems ». Il avait déjà été relecteur du 6ᵉ rapport. Plusieurs de ces auteurs sont également impliqués, chez Saudi Aramco, dans des projets de captage et stockage de CO2 (CCS), ce qui peut laisser envisager une surreprésentation de cette solution par rapport à son intérêt réel.
Les salariés d’une entreprise du sud-ouest de la France sont jugés pour avoir escroqué 60 personnes, auxquelles ils auraient prétexté vendre et installer des éoliennes et centrales solaires pour particuliers. Une situation plus courante qu’on ne le pense.
Six anciens commerciaux d’une entreprise spécialisée dans la transition énergétique viennent d’être convoqués devant le tribunal correctionnel de Carcassonne. Ils sont soupçonnés d’avoir escroqué pas moins de 60 personnes entre 2012 et 2014, lorsqu’ils travaillent pour le compte de la société Home Concept, aujourd’hui disparue. Montant total du préjudice : environ 1,8 million d’euros.
De nombreux faits sont reprochés à ces commerciaux. Si certaines victimes dénoncent des installations incomplètes, ou ne fonctionnant pas correctement, d’autres expliquent n’avoir jamais réussi à recontacter la société une fois le devis validé. Un des responsables de l’entreprise aurait reconnu que des faux documents étaient créés comme des certificats de travaux, des fausses déclarations préalables ou de faux cachets de mairie. On parle même de démarches de demandes de crédits réalisées à la place des clients pour accélérer le versement des fonds.
À l’époque, des clients mécontents de l’entreprise étaient même allés jusqu’à se rassembler sur le forum du média Que Choisir afin d’entamer des poursuites judiciaires. On y retrouve de nombreux témoignages, comme celui d’une personne ayant signé un devis de 40 000 € pour une installation solaire, avec une demande d’apport de 40 %, mais dont les travaux n’ont pas été réalisés.
La vente en « one shot » privilégiée par les arnaqueurs
Au cœur de la stratégie de ces commerciaux, on retrouvait la technique du One Shot. En résumé, après un démarchage téléphonique, un rendez-vous était fixé avec un commercial de la société. Lors de ce rendez-vous, le commercial demandait la facture d’électricité et présentait automatiquement panneaux solaires ou éolienne comme une solution adaptée pour faire des économies.
L’objectif était de faire signer dès cette rencontre, sans laisser le temps au client de réfléchir ou de comparer avec d’autres projets. Souvent, plusieurs documents étaient signés comme des bons de commande. Et ça ne s’arrête pas là : certains documents étaient même falsifiés : dossiers de demande de crédits, certificats de fin de travaux, etc. Le verdict devrait être rendu le 2 décembre prochain.
Face à ce type de démarches commerciales, il faut toujours rester prudent. D’ailleurs, certains éléments doivent servir de signal d’alerte, comme par exemple :
Des promesses d’économies importantes sans réelle étude technique, prise en compte de l’existant, etc.
Tout contrat présenté comme urgent ou à signer immédiatement,
Absence de déclaration préalable de travaux signée par le client,
Un crédit bancaire présenté comme une simple formalité.
S’il faut toujours vérifier les informations légales des entreprises, il est également possible d’en savoir plus sur l’opinion des clients grâce aux forums et aux sites comme TrustPilot ou encore les avis Google.
Le parc éolien d’Aumelas est au cœur d’une longue bataille juridique, portant sur la mort de plus d’une centaine d’oiseaux protégés. Après avoir été condamné à payer près de 500 000 €, EDF Power Solution, exploitant du parc, a finalement obtenu la relaxe, mais France Nature Environnement a déjà annoncé un pourvoi en cassation.
EDF Power Solution (ex-EDF Renouvelables) n’aura peut-être pas à payer 500 000 €, dont 250 000 € avec sursis, pour la mort de 160 faucons crécerellettes à cause du parc éolien d’Aumelas. Ce dernier, composé de 31 éoliennes, est situé sur le causse d’Aumelas, où viennent nicher les faucons crécerellettes après avoir passé l’hiver en Afrique.
Il y a quatre ans, France Nature Environnement Occitanie Méditerranée avait porté plainte en dénonçant la mort de plusieurs centaines d’individus suite à des collisions avec les pales des éoliennes. Le jugement, qui a eu lieu l’année dernière, avait abouti à la condamnation d’EDF Renouvelables France et de ses neuf filiales à verser 500 000 € chacune, dont 250 000 € avec sursis. L’ex-PDG d’EDF Renouvelables, Bruno Bensasson, avait lui aussi été condamné à six mois de prison avec sursis et 100 000 € d’amende, dont 30 000 € avec sursis. Suite à cette décision de justice, EDF Renouvelables a décidé de faire appel, et a finalement été relaxé.
Le faucon crécerellette, au coeur du procès
Ne dépassant pas les 30 centimètres, le faucon crécerellette est l’un des plus petits rapaces au monde. Migrateur, il niche dans de toutes petites zones du sud de la France où il est protégé depuis 1981. Chaque année, il descend vers l’Afrique centrale et le sud de l’Afrique pour passer l’hiver. Selon un reportage de la Ligue de protection des oiseaux (LPO), 90 % des individus ont disparu des espaces européens.
Une évolution législative qui sauve un deuxième exploitant de parc éolien
Cette relaxe s’expliquerait par une modification du code de l’environnement, qui impose désormais « de rapporter la preuve d’un acte intentionnel de l’auteur ou d’une négligence grave de sa part » pour caractériser les atteintes à des espèces protégées. Auparavant, une simple faute d’imprudence pouvait suffire à constituer un délit. D’ailleurs, un autre exploitant qui avait été mis en cause pour la mort d’un aigle royal a également été relaxé grâce à la même évolution juridique.
Pour autant, FNE ne compte pas s’arrêter là et a déjà annoncé un pourvoi en cassation. De son côté, EDF Power Solutions n’a pas commenté cette décision, mais avait rappelé lors du procès avoir mis en place des mesures pour limiter les impacts des éoliennes sur la biodiversité et donc sur les faucons crécerellettes. Des caméras ont notamment été installées sur les mâts des éoliennes, et 78 faucons ont reçu des balises GPS permettant de mieux comprendre leurs agissements.
En parallèle de cette décision de justice, la cour administrative d’appel de Toulouse a relevé, il y a quelques mois, que les éoliennes sont situées sur des zones Natura 2000. En conséquence, une dérogation administrative destinée à protéger le faucon crécerellette ordonne l’arrêt des éoliennes entre le 10 avril et le 20 aout de chaque année, de 30 minutes avant le lever du soleil à 30 minutes après son coucher.
Sur le papier, la nouvelle proposition d’Octopus Energy fait envie. Le fournisseur d’électricité participe à un programme portant sur la construction de 100 maisons, dont les habitants n’auront aucune facture d’électricité à payer pendant 10 ans. Après ce premier projet en Ille-et-Vilaine, l’initiative pourrait être reconduite un peu partout en France.
Alors que le prix de l’électricité est plus incertain que jamais, l’ambition d’Octopus Energy sonne comme un doux rêve : mettre en vente des maisons neuves, pour lesquelles les habitants n’auront aucune facture d’électricité à régler pendant 10 ans.
Pourtant, le fournisseur d’électricité croit dur comme fer en son idée. Après plusieurs projets menés au Royaume-Uni et en Allemagne, ainsi que quelques maisons tests en France, il se lance désormais dans un programme de 100 Zero Bills Homes (maisons sans facture) à Guichen-Pont-Réan, au sud de Rennes.
Ce programme de construction doit prendre place sur le domaine de la Massaye, un nom qui doit parler aux amateurs d’urbex. Le château, construit en 1630, avait été laissé à l’abandon pendant près de 20 ans. Il doit maintenant devenir un modèle de modernité en intégrant des activités professionnelles et des services de proximité en plus de ces 100 maisons à ossature bois.
On s’en doute, la recette d’Octopus Energy repose sur un mélange d’isolation thermique, de pompes à chaleur, de panneaux solaires et de batteries domestiques. L’ensemble est piloté à distance par les équipes d’Octopus Energy pour maximiser l’autoconsommation et la recharge en fonction des prix de l’électricité sur le marché. Attention toutefois, la consommation des voitures électriques n’est pas incluse et Octopus indique mettre en place « un seuil de consommation au-delà duquel le surplus d’électricité [est] facturé », sans préciser combien exactement.
Côté tarifs immobiliers, selon le programme de commercialisation, les logements s’échelonnent de 75 000 à 311 000 €. Les travaux devraient débuter au premier trimestre 2027 pour une livraison début 2028. Octopus devrait continuer sur sa lancée, et ambitionne de multiplier les partenariats avec les promoteurs immobiliers et les collectivités locales pour atteindre les 15 000 Zero Bills Homes d’ici à 2030.
L’univers de la transition énergétique est impitoyable, et pas toujours très juste. On y constate une domination presque sans partage de certaines technologies comme l’éolien ou le photovoltaïque au détriment d’autres technologies moins visibles, mais au potentiel pourtant intéressant. Parmi elles, difficile de ne pas citer le solaire thermique, qui peine à s’imposer, peu importe l’échelle.
Sur le papier, le solaire thermique a tout pour plaire. Grâce à un rendement nettement supérieur au photovoltaïque, il permet d’obtenir de l’eau chaude à moindre coût, à partir de moins d’énergie. À partir de 2020, on a cru à un décollage de la filière avec une croissance spectaculaire du marché des applications solaires thermiques individuelles, passant de moins de 25 000 m² installés par an à plus de 50 000 m² installés en 2023.
Mais l’espoir aura été de courte durée, puisque depuis c’est la dégringolade et le marché est en chute libre. Selon le dernier rapport de l’observatoire des énergies renouvelables Observ’ER, on n’a recensé que 28 656 m² de solaire thermique installé en 2025. Cela représente une chute de 22,3 % pour les applications de chauffe-eaux solaires individuels et de systèmes solaires combinés entre 2024 et 2025.
Des avantages, mais un manque important de visibilité
Ces chiffres s’expliquent par plusieurs raisons. Pour le moment, le marché est porté par des entreprises généralistes qui proposent souvent plusieurs types de solutions. De ce fait, il existe une concurrence technologique au sein même des gammes de ces entreprises.
Or, à l’échelle nationale, l’accent est mis sur le déploiement des pompes à chaleur et des panneaux photovoltaïques, ce qui a pour effet d’invisibiliser toute solution reposant sur le solaire thermique. En parallèle, la réglementation environnementale RE2020, qui régit les règles de construction des bâtiments neufs, est peu favorable au solaire thermique.
Dans ce contexte particulièrement difficile, le solaire thermique peine à trouver sa place. Les acteurs de la filière espèrent désormais un plan de relance national, et une communication plus importante, ce qui remettrait cette technologie sur le devant de la scène, tant dans le secteur du neuf que de la rénovation.
Silencieuses, moins polluantes, et toutes aussi puissantes. Sur le papier, les batteries ont tout pour pousser les groupes électrogènes vers la sortie. Pourtant, le moteur à combustion interne de ces derniers a encore des arguments à faire valoir pour la production d’électricité, en particulier sur les chantiers.
Elles ne sont plus réservées qu’aux vans aménagés et aux balcons solarisés. Les batteries portables s’invitent désormais sur les chantiers pour remplacer les traditionnels groupes électrogènes. Après le secteur des loisirs, puis celui du logement, les plus grands fabricants de batteries s’attaquent au secteur professionnel en misant sur la puissance et la robustesse.
Chez Ecoflow, la batterie destinée aux professionnels s’appelle Powerrock, et affiche une puissance de 4 kW avec une puissance de pointe de 7,2 kW. Bluetti va encore plus loin avec son Pioneer 5000 et ses 5 kW de puissance. D’ailleurs, sa puissance de pointe est affichée à un impressionnant 18 kW ! Les deux modèles sont IP65, comme beaucoup de batteries domestiques, pour résister aux intempéries, à la pluie ou à la grêle.
D’ailleurs, les deux fabricants ne sont pas seuls sur le marché puisque certains acteurs français sont bien décidés à se faire une place au soleil. Par exemple, l’entreprise marseillaise PESS Energy propose désormais le Rock-E, un générateur tout-terrain capable de fournir 10 kWh d’électricité avec une puissance maximale de 10 kWh.
Le marché des batteries d’une puissance contenue, inférieure à 10 kW, se densifie rapidement. Ces produits deviennent peu à peu de sérieuses alternatives aux groupes électrogènes pour des travaux qui nécessitent une alimentation électrique malgré l’absence de connexion au réseau.
Le véhicule électrique comme groupe électrogène grâce au V2L
À l’avenir, les véhicules électriques pourraient devenir une véritable source d’alimentation, en particulier pour les professionnels du bâtiment ou des travaux publics. Aux États-Unis, c’est de plus en plus fréquent, notamment grâce à des véhicules comme le Ford F-150 Lightning, qui est équipé de nombreux ports de sortie et affiche une puissance utilisable pouvant atteindre 9,6 kW.
Mais le marché ne s’arrête pas là. Pour les générateurs de plus grande puissance, l’hydrogène est souvent choisi. En France, plusieurs startups proposent leur solution. C’est le cas d’EODev, qui fabrique le groupe électro-hydrogène GEH2 dans les ateliers Eneria, à Montlhéry. Ce dernier peut atteindre jusqu’à 88 kW de puissance. Toujours en France, H2SYS propose une gamme de groupes électrogènes à hydrogène, dont les puissances s’échelonnent de 1 kVA à 130 kVA pour répondre à une large variété d’applications.
Il existe aussi des « groupes électrogènes zéro émission », fonctionnant sur batterie. Enedis possède plusieurs modèles sur batterie, d’une puissance de 160 kW. La startup marseillaise PESS Energy propose également une grosse batterie composée de packs usagés de voitures électriques, la « Bulk », qui développe elle aussi 160 kW.Ces équipements ont déjà été mobilisés pour des événements d’envergure comme la cérémonie du D-Day de 2024, ou encore les Jeux olympiques de Paris.
En matière de puissance, il existe désormais de réelles alternatives décarbonées pour se passer d’énergies fossiles. Mais ces dernières restent encore difficiles à remplacer dès lors que les besoins s’étalent sur la durée. C’est vrai pour les grosses unités mobiles d’Enedis comme les nouvelles batteries destinées aux professionnels que s’apprêtent à commercialiser EcoFlow ou Bluetti. Par exemple, le Powerrock d’EcoFlow a beau offrir une puissance maximale de 4kW, sa capacité est limitée à 3 kWh. De ce fait, il n’est pas possible de l’utiliser continuellement à pleine puissance pendant plus de 45 minutes.
Une telle limite technique peut directement affecter le rendement des équipes, ce qui constitue un frein au déploiement de la technologie. Heureusement, le développement d’une logistique adaptée parallèlement à l’amélioration constante des performances des batteries devrait permettre de résoudre ce problème dans les années à venir. D’ailleurs, on retrouve exactement les mêmes problématiques sur les engins de chantier : l’électrification n’est plus un problème en termes de puissance, mais l’autonomie peut encore être un frein, en particulier à cause des longues journées de travail en continu, et des difficultés de recharge.
Dans une période de tensions mondiales très importantes au sujet des hydrocarbures, la France doit-elle reprendre les explorations pétrolières sur son territoire pour augmenter son indépendance ? Outre l’Aquitaine, la France dispose d’un potentiel qui mériterait d’être exploré, en particulier au large de Saint-Pierre-et-Miquelon, de l’autre côté de l’Atlantique.
Le blocage du détroit d’Ormuz a redistribué les cartes de l’exploitation et la distribution des hydrocarbures dans le monde. Si de nombreux pays ont profité de cette situation pour accélérer l’électrification de leur mix énergétique, le pétrole et le gaz restent indispensables au fonctionnement de (presque) toutes les sociétés du monde. Chacun essaie donc de trouver des alternatives pour limiter les dépendances au Moyen-Orient en ce qui concerne les hydrocarbures. Pour cela, la France et l’Union européenne se tournent de plus en plus vers le Canada, qui pourrait devenir membre associé de l’UE.
Le Canada dispose de la troisième plus grande réserve d’hydrocarbures derrière le Venezuela et l’Arabie saoudite, et est considéré comme le quatrième producteur mondial de pétrole et le cinquième de gaz. Il produit du pétrole en Alberta, en Saskatchewan et au large des côtes de Terre-Neuve-et-Labrador.
Mais pourquoi acheter des hydrocarbures, quand on peut les produire soi-même ? L’un des systèmes pétroliers canadiens se situe dans le prolongement de l’île de Sable, à quelques encablures de la zone économique exclusive (ZEE) de Saint-Pierre-et-Miquelon.
Il y a de bonnes raisons de penser que les 12 400 km² de la ZEE française renferment des hydrocarbures. Un forage, du nom de Bandol-1, réalisé en 2001, a mis en évidence la présence de réservoirs. En parallèle, une estimation a indiqué une potentielle réserve de 1 à 1,5 Tcf, soit plus de 30 milliards de mètres cubes de gaz.
Si cette réserve pourrait potentiellement aider la France à garder une certaine forme d’indépendance énergétique, la loi Hulot, appliquée depuis 2017, interdit toute exploration pétrolière sur le territoire français, y compris pour les territoires ultramarins. Si l’idée est louable, elle condamne la France à devoir importer des hydrocarbures depuis l’étranger, même si elle en possède elle-même. Cette situation est assez similaire à ce qui se passe dans le sud-ouest de la France, même si ici les quantités de gaz en jeu sont nettement supérieures.
Depuis le début de l’année, l’économie mondiale est chahutée par les annonces concernant de près ou de loin le détroit d’Ormuz, en particulier dans le secteur de l’énergie. Conséquence directe de cette situation, de nombreux pays tentent d’améliorer leur indépendance énergétique en se tournant un peu plus vers l’électrification et les énergies non fossiles.
Cela fait déjà plus de six mois que la guerre fait rage sur le territoire iranien. Conséquence directe de cette situation, le prix du pétrole varie très fortement en fonction des exactions militaires et des annonces officielles, en particulier quand il est question du détroit d’Ormuz. Du fait de l’importance stratégique de ce détroit pour le transport du pétrole à travers le monde, l’indépendance énergétique de nombreux pays est directement menacée par les variations de prix et de livraison des combustibles fossiles.
Dans ce contexte, l’Agence internationale de l’énergie (IEA) a déjà recensé plus de 30 pays ayant pris des mesures pour s’éloigner des énergies fossiles. On peut citer l’Australie qui veut intensifier l’expansion des véhicules électriques, la Chine qui veut généraliser l’adoption des poids lourds électriques, ou encore la France qui vient d’introduire un plan national d’électrification.
Une question de souveraineté qui sert la cause environnementale
Avec ce type de mesure, chaque pays espère se protéger des aléas associés aux énergies fossiles, et ainsi gagner en indépendance énergétique. Or, quelle meilleure solution que les énergies renouvelables pour freiner ses besoins en pétrole et en gaz ?
Indirectement, la guerre en Iran favorise donc la transition vers des moyens de production d’énergie plus locaux, et plus vertueux. Ce nouveau contexte permet même de rallier des personnes peu attachées à la cause environnementale par l’angle de la souveraineté énergétique.
Pour autant, rien n’est encore gagné et les effets concrets de ces nouvelles mesures ne devraient être perçus que dans plusieurs années. Pour le moment, il existe une contradiction importante à l’échelle même des pays avec une hausse prévue des émissions, malgré un développement important du renouvelable. D’ailleurs, sur l’année 2026, les investissements ENR sont en baisse par rapport à l’année précédente. Enfin, autre conséquence directe de la guerre en Iran, les centrales thermiques fonctionnant avec du gaz ou du pétrole sont moins utilisées voire remplacées par du photovoltaïque comme en Indonésie. Cependant, des centrales au charbon reprennent du service, en Indonésie également.
La CRE a-t-elle revu sa copie concernant le coût des énergies renouvelables (ENR) pour le réseau électrique, sur demande du gouvernement ? C’est une question qui revient de plus en plus, alors que son dernier rapport ne cesse d’alimenter les débats sur le nucléaire et les renouvelables.
Il y a quelques jours, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) publiait un rapport portant sur « l’économie du système électrique français hexagonal ». Lors de la présentation de ce long rapport, Emmanuelle Wargon, présidente de la CRE, avait annoncé la couleur : « Il y aura des interprétations très politiques de ce document ». Cela n’a pas manqué. Depuis, les invectives se multiplient par réseaux sociaux interposés entre défenseurs du nucléaire et des renouvelables.
Au-delà de ce désormais traditionnel débat, un autre élément suscite l’inquiétude. Selon le journal Les Échos, les conclusions du rapport auraient été « édulcorées » après des échanges avec le gouvernement pendant l’été. La CRE a très vite réagi en niant de potentielles modifications du rapport suite à des échanges avec le ministère de l’Énergie. En revanche, ce dernier confirme bien avoir échangé avec la CRE sur les conclusions de ce rapport, sans pour autant affirmer avoir été demandeur de relecture ou de modification.
Du carburant pour l’éternel débat entre pro-nucléaires et pro-renouvelables
Qu’il ait été ajusté pendant l’été ou non, le rapport n’a pas fini d’alimenter les querelles entre pro-nucléaires et pro-renouvelables, notamment sur le fait que les parcs solaires et éoliens pourraient augmenter de 50 % sans devenir un poids pour l’économie totale du réseau électrique.
Pourtant, à long terme, les deux moyens de production restent indispensables au développement et à l’équilibre du mix électrique français. Le parc nucléaire, modernisé progressivement grâce aux 6 ou 14 EPR2, permet d’obtenir une électricité stable et pilotable. En parallèle, les énergies renouvelables permettent d’envisager une électrification des usages grâce à un déploiement bien plus rapide. Leur caractère non pilotable, causant aujourd’hui une forte variabilité de prix, pourra être compensé grâce au déploiement de solutions de stockage et de flexibilité.
Et si l’avenir du nucléaire se jouait sur l’eau ? Les projets de centrales nucléaires flottantes se multiplient, et la France est bel et bien dans la course grâce à un projet mené par trois entreprises françaises, avec Newcleo en tête. Objectif : déployer une solution industrielle opérationnelle d’ici 2036.
En matière de nucléaire, Newcleo est sur tous les fronts. En plus d’un SMR de 30 MWe sur le site nucléaire de Chinon, et d’une usine MOX à Nogent-sur-Seine, la startup franco-italienne travaille au développement d’une barge nucléaire. Pour ce projet, baptisé N-Floating, elle s’est associée à deux autres entreprises françaises de renom : l’organisme de certification Bureau Veritas Marine & Offshore, et l’ingénieriste ABMI. Le trio vient de recevoir une subvention d’un million d’euros de la part de BPI France dans le cadre du programme « Soutenir la décarbonation du secteur maritime français ».
Dans le détail, le projet consiste à étudier la faisabilité et l’intérêt d’unités flottantes non automotrices capables d’accueillir plusieurs petits réacteurs nucléaires. Il s’agirait du modèle LFR-AS-200, un réacteur à neutrons rapides refroidi au plomb (RNR-pb) développé par Newcleo, qui utilise du combustible de type MOX.
Cette étude de faisabilité doit durer 18 mois, et devrait notamment s’appuyer sur une longue expérience acquise dans l’industrie pétrolière et gazière. À l’instar de la barge nucléaire russe Akademik Lomonosov, d’une puissance de 70 MWe, l’objectif de ce projet est de mettre en œuvre une solution nucléaire permettant l’alimentation des régions isolées, des ports, ou encore des centres industriels côtiers. Une telle barge pourrait également répondre à des usages énergivores comme la production de carburant synthétique ou le dessalement de l’eau.
À l’issue des 18 mois, le projet N-Floating doit aboutir à une feuille de route organisant un potentiel déploiement industriel à l’horizon 2036.
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.
Un système géothermique stimulé, c'est quoi ?
Pour faire simple, un système géothermique stimulé est composé de deux puits d’une grande profondeur. De l’eau est injectée par un premier puits dans une roche sèche, puis se réchauffe en traversant la roche. Ensuite, elle est récupérée via un ou plusieurs puits producteurs. En surface, l’eau chaude, sous forme de vapeur ou de liquide, alimente une turbine permettant de produire de l’électricité.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
Des voisins européens plus performants
En Europe, la part moyenne du ferroviaire dans le transport de marchandises est de l’ordre de 18 %. Ce chiffre passe à 32 % pour l’Autriche, et même 35 % pour la Suisse, qui est réputée pour la qualité de son secteur 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.
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.
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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