Le producteur français d'électricité renouvelable Voltalia a publié le 3 septembre des comptes semestriels contrastés : un EBITDA de 110,3 millions d'euros en progression de 35 %, mais une perte nette de 43,3 millions et un endettement net porté à 2,6 milliards. Engagé depuis un an dans son plan de transformation SPRING, le groupe anticipe désormais une perte nette sur l'ensemble de l'exercice et a suspendu son objectif de résultat net positif pour 2027. En parallèle, il négocie un investissement pouvant atteindre 120 millions d'euros de la Société financière internationale, filiale de la Banque mondiale, pour financer solaire et stockage. Un révélateur des tensions financières qui pèsent aujourd'hui sur les développeurs de renouvelables en Europe.

La jeune pousse française Limelo se lance sur l'autoconsommation collective, ce dispositif qui permet de partager l'électricité solaire produite localement via le réseau Enedis et le compteur Linky. Sa promesse : apparier automatiquement producteurs et consommateurs d'un même quartier et gérer répartition, suivi et facturation à leur place, sans matériel ni engagement. La société annonce une liste d'attente de plus de 200 foyers et un lancement imminent en France. Elle arrive sur un marché qui a été multiplié par plus de vingt en cinq ans mais dont le montage reste réputé complexe.

Google a signé avec la start-up américaine Fervo Energy un contrat d'achat d'électricité de 396 mégawatts issus de géothermie de nouvelle génération (EGS), avec une option pour atteindre près de 1 gigawatt d'ici 2030 — de quoi alimenter un centre de données en construction dans l'Utah. Il s'agit du plus grand contrat jamais signé pour cette technologie, qui permet de produire de la chaleur géothermique presque partout en forant dans la roche chaude et sèche plutôt qu'en dépendant de sources hydrothermales naturelles. En Europe, où des projets de géothermie profonde restent d'échelle bien plus modeste (Alsace, bassin parisien), ce contrat illustre la vitesse à laquelle la demande en électricité continue des centres de données IA peut désormais accélérer le déploiement de technologies énergétiques encore émergentes.

Selon l'observatoire mensuel publié par GreenUnivers à partir des simulations de Storio Energy et StackEase, août 2026 a été l'un des mois les plus rémunérateurs de l'année pour les batteries arbitrant sur le marché day-ahead français. Porté par la canicule, un parc nucléaire bridé par les limites de rejet thermique et des prix de gros au plus haut depuis la crise de 2022-2023, le prix spot a atteint environ 123 €/MWh en moyenne sur le mois. Une batterie de référence de 1 MW / 2 MWh a pu se charger autour de 40 €/MWh en milieu de journée et revendre près de 195 €/MWh en soirée, soit un écart capté d'environ 155 €/MWh, près de trois fois son coût de revient. Ce niveau confirme la tendance de fond de 2026, où les revenus d'arbitrage progressent nettement sur un an et où l'été devient une saison aussi tendue que l'hiver sur le réseau.

La startup américano-israélienne Newlight a levé 9 millions de dollars pour équiper les moteurs diesel des navires de commerce d'un système d'injection d'hydrogène piloté en temps réel. Lors d'un essai de 8 500 milles nautiques entre Singapour et le Ghana, à bord d'un vraquier de l'armateur londonien Lomar, le dispositif a réduit la consommation de carburant de 24 % et les émissions de CO2 de 28 %. Installé en moins de deux semaines sans passage en cale sèche, le rétrofit cible les flottes existantes plutôt que des navires neufs. Pour les armateurs qui font escale dans l'Union européenne, désormais soumis au règlement FuelEU Maritime et au marché carbone européen, ces économies se traduisent directement en baisse de facture. Le système a été validé par la société de classification italienne RINA.

Après un pic à plus de 160 €/MWh à la mi-août, le prix spot de l'électricité en France est retombé autour de 80-90 €/MWh à la faveur d'un retour de la disponibilité nucléaire et de températures plus clémentes. Mais sur le marché à terme, le contrat calendaire 2027 a franchi les 70 €/MWh, son plus haut niveau depuis mi-juin 2025, tiré par le gaz. Cette hausse intervient alors que 2027 sera l'une des premières années pleinement exposées au marché après la fin de l'ARENH, remplacé au 1er janvier 2026 par le Versement nucléaire universel. Décryptage d'un signal de prix à deux vitesses.

Valeco, filiale française du groupe allemand EnBW, a entamé en août 2026 la construction d'une centrale solaire en milieu agricole d'environ 118 MW sur 160 hectares en Haute-Vienne. Par sa taille, le projet figure parmi les plus importants de France dans l'agrivoltaïsme et se rapproche des grands parcs au sol classiques. L'installation sera raccordée au réseau de transport d'électricité, cas rare pour ce type d'ouvrage, et intégrera une unité de stockage par batteries de 25 MW. EnBW porte seul l'investissement, estimé autour de 150 millions d'euros, pour une mise en service visée en 2027.

Cernées par les feux de l'été 2026 en Gironde et dans le Var, les centrales solaires exploitées par Neoen, Valeco-EnBW et Valorem ont toutes tenu. Leurs exploitants attribuent ce résultat au respect des obligations légales de débroussaillement (OLD), ces bandes déboisées de 50 mètres imposées autour des parcs installés en lisière de forêt. À Cestas, plus grande centrale photovoltaïque de France, le feu n'a progressé que de quelques mètres sous les panneaux avant d'être stoppé, et le site a été reconnecté au réseau en moins de 24 heures. Un test grandeur nature pour un cadre réglementaire renforcé par la loi du 10 juillet 2023, alors que le solaire au sol s'étend dans des régions de plus en plus exposées au risque incendie.

Depuis le 1er septembre 2026, la nouvelle prime CEE pour les voitures électriques d'occasion exige une batterie conservant au moins 80 % de sa capacité, et le passeport batterie européen rendra cette donnée obligatoire en février 2027. Problème : aucun capteur ne mesure directement le SOH, chaque constructeur l'estime avec ses propres algorithmes non publiés. Les diagnostics indépendants de MyBatteryHealth, plus de 80 000 réalisés, relèvent des écarts pouvant atteindre près de 6 points avec la valeur affichée par la marque. Pour l'acheteur français d'un véhicule d'occasion, l'indicateur reste utile mais demande un contrôle contradictoire.

Jaguar Land Rover a acté une pause de deux ans dans la refonte de son Defender : la prochaine génération, seule à pouvoir accueillir une motorisation 100 % électrique, est décalée de 2028-2029 au début des années 2030. Le groupe invoque une plateforme actuelle inadaptée aux batteries, le succès persistant de la version thermique (110 000 ventes par an) et un plan d'économies mené par sa nouvelle direction. Seul le futur « Baby Defender » électrique, attendu vers 2027, reste au calendrier. Ce report illustre le recalibrage en cours des constructeurs européens face au ralentissement du marché du véhicule électrique et aux objectifs 2030-2035.

Mercedes-AMG a dévoilé cet été sa CLA 45 100 % électrique, première sportive de sa nouvelle génération, animée par trois moteurs à flux axial et une architecture 800 volts. Le constructeur allemand assume un pari qui divise : greffer sur cette voiture sans moteur thermique un simulateur sonore et vibratoire imitant un moteur à combustion, changements de rapports factices inclus. Son PDG, Ola Källenius, en a fait une promotion inhabituelle, y voyant "le meilleur V8" qu'il ait jamais conduit. Derrière l'anecdote se joue un enjeu concret pour la transition automobile européenne : réconcilier le segment des passionnés, très remonté contre l'électrique, avec des véhicules zéro émission.

Longtemps cantonnée aux camions et aux bus, l'électrification gagne les engins agricoles. Le breton Seederal a dévoilé cet été un tracteur nativement électrique de 160 chevaux, conçu et assemblé en interne, avec une production en série visée sous trois à quatre ans. D'autres jeunes pousses françaises, de Terafield (moissonneuse-batteuse) à Sabi-Agri, occupent déjà les segments spécialisés, pendant que Fendt, New Holland et John Deere avancent leurs propres modèles. Le pari : réduire la facture de gazole non routier des exploitations et transformer la ferme en site de production et de stockage d'énergie.