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.

Attention aux petites lignes

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.

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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.

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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.

Des batteries mobiles de 5 à 160 kW

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.

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.

Des limites encore importantes

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.

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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.

Un potentiel jamais exploité ?

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.

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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.

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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.

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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.

Un déploiement espéré pour 2036

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.

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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.

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.

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.

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.

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.

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.

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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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.

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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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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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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