Les actualités à suivre : Alstom, chimie, eaux industrielles…

Méthanol, ammoniac ou biocarburant : vide réglementaire de l’OMI quand l’industrie ne peut plus se permettre d’attendre

Réunis à Londres du 27 avril au 1^er mai 2026 pour la 84^e session du Comité de protection du milieu marin, les États membres de l’OMI (organisation maritime internationale) ont une nouvelle fois échoué à finaliser le cadre juridique Net Zéro, pourtant approuvé en principe dès le MEPC 83 d’avril 2025, puis reporté une première fois sous la pression des États-Unis et des pays producteurs d’hydrocarbures en octobre 2025. La proposition du Liberia, soutenue par le Panama et l’Argentine, a tenté d’offrir une voie médiane en substituant la logique d’incitation à celle de sanction, en tenant compte des disponibilités réelles de carburants alternatifs et des infrastructures de chaque région, mais elle n’a pas suffi à dissoudre le bloc hostile à toute tarification carbone mondiale. La session MEPC 85, prévue en décembre 2026, est désormais le dernier verrou avant que l’entrée en vigueur du cadre complet en 2027 ne soit définitivement compromise. Pour les industriels – chantiers navals, motoristes, chimistes de carburants alternatifs –, cette incertitude prolongée a des conséquences directes : le cadre Net Zéro impose une norme d’intensité carbone well-to-wake, avec des seuils se resserrant chaque année dès 2028 et des pénalités pouvant atteindre 500 dollars par tonne de carburant non conforme d’ici 2035, ce qui oblige aujourd’hui les armateurs à arbitrer entre méthanol, ammoniac, biocarburants et hydrogène sans visibilité sur les critères de certification qui seront finalement retenus. L’e-méthanol et l’e-ammoniac produits par voie renouvelable atteignent des performances de décarbonation conformes aux objectifs de l’OMI, mais leurs coûts restent deux à quatre fois supérieurs au fuel conventionnel sans signal réglementaire stabilisé : un différentiel que ni les armateurs ni leurs clients industriels expéditeurs ne peuvent absorber seuls. Le MEPC 85 de décembre 2026 est donc moins une échéance diplomatique qu’un rendez-vous industriel : si aucun accord n’est trouvé, des milliards d’euros de commandes de navires dual-fuel et des programmes entiers de production de carburants verts seront mis en attente, faute de règles du jeu.

D’ici début 2027, Alstom doit se réinventer : ce que le plan de transformation annoncé change pour la filière ferroviaire française

Le 13 mai 2026, Alstom a publié ses résultats pour l’exercice 2025/26 : chiffre d’affaires en hausse de 7 % à 19,17 milliards d’euros, prises de commandes record de 27,63 milliards d’euros et un carnet global de 100 milliards d’euros. Derrière ces indicateurs commerciaux flatteurs, le tableau opérationnel est sévère : la marge d’exploitation ajustée ressort à 6,1 %, en deçà de l’objectif de 7 %, et le free cash-flow s’est effondré de 502 à 336 millions d’euros, provoquant une chute de 28 % du titre en Bourse le 17 avril dernier. La cause identifiée par le nouveau directeur général Martin Sion est précise : la montée en cadence des nouvelles plateformes grande vitesse et Coradia n’a pas eu lieu au quatrième trimestre, avec des effets dominos sur l’ensemble de la chaîne, aggravés par les contraintes logistiques liées au conflit au Moyen-Orient. Ce diagnostic – coordination insuffisante entre ingénierie, supply chain et production, discipline de planification défaillante – est le même qui avait frappé Bombardier avant son rachat, et il expose aujourd’hui Alstom à un risque systémique : des pénalités de retard dont le montant reste indéterminé publiquement, et une empreinte industrielle en France et en Belgique qui va être réexaminée. Pour les sous-traitants et équipementiers de la filière ferroviaire française – onze sites industriels impliqués sur le seul projet Velvet –, le Capital Markets Day début 2027 sera le vrai moment de vérité : Martin Sion y présentera un plan opérationnel complet et une stratégie produit recentrée qui conditionnera directement les volumes de commandes, les effectifs et les investissements de toute la chaîne de valeur du rail français pour les cinq prochaines années.

Wi-Fi 7 ou 5G Advanced en usine : la bataille de fréquences que l’industrie ne peut plus ignorer

Elle se joue dans les couloirs de Bruxelles et dans les groupes de travail du CEPT, mais ses conséquences se feront sentir directement en atelier : la bande haute 6 GHz – 700 MHz de spectre entre 6 425 et 7 125 MHz – est l’objet d’un affrontement feutré mais structurant entre deux camps aux intérêts industriels inconciliables. D’un côté, la Wi-Fi Alliance et la Dynamic Spectrum Alliance ont adressé des lettres ouvertes aux ministres européens du numérique : sans accès à la bande complète 6 GHz, le Wi-Fi 7 ne peut déployer ses canaux 320 MHz permettant le gigabit partout en usine, et les architectures de réseau privé sans-fil industriel – AGV, cobots, contrôle-commande distribué – perdent leur principal levier de performance à faible coût. De l’autre, Orange, Vodafone, Deutsche Telekom et Telefónica réclament cette bande pour la 5G Advanced et la future 6G, s’appuyant sur des tests démontrant des débits de 5 Gbit/s et une gestion centralisée du spectre jugée indispensable pour les réseaux privés d’entreprise à garantie de service. La Commission européenne et le CEPT conduisent leurs études avec une décision réglementaire attendue entre 2026 et 2027. Pendant ce temps, les États-Unis ont tranché dès 2020 en ouvrant la totalité des 1 200 MHz au Wi-Fi sans licence, alimentant un écosystème industriel Wi-Fi qui domine aujourd’hui le marché mondial des routeurs et chipsets. Pour les responsables automatisme, digitalisation et infrastructure des sites industriels français, l’enjeu est concret et immédiat : les choix d’architecture réseau engagés aujourd’hui – câblage, points d’accès Wi-Fi 6E/7, équipements 5G privé – s’amortissent sur dix ans, et une décision européenne qui réserverait la bande haute aux opérateurs mobiles rendrait obsolètes des investissements Wi-Fi 7 déjà déployés dans les usines les plus avancées.

126 fermetures, 9 % de capacité perdue : la chimie européenne entre dans une contraction irréversible

Le mécanisme est désormais documenté et nommé : entre 2022 et 2025, 126 fermetures d’installations chimiques ont été annoncées en Europe, représentant 37 millions de tonnes perdues – soit 9 % du total continental – avec un rythme qui a doublé en 2025 et des investissements effondrés de 90 %, selon le Cefic. Ce que les chiffres agrégés ne montrent pas, c’est la nature profondément systémique du phénomène : la fermeture de Vencorex à Pont-de-Claix en a fourni la démonstration concrète… Privé de sel, son voisin Arkema à Jarrie a dû arrêter une électrolyse et supprimer des emplois, illustrant comment les grands clusters chimiques intégrés où vapeur, intermédiaires, solvants et débouchés sont mutualisés entre voisins et peuvent donc s’effondrer en cascade dès qu’un maillon cède. En 2026, plusieurs fermetures de vapocraqueurs sont déjà actées – TotalEnergies à Anvers, Sabic à Teesside, ExxonMobil à Fife. Autant d’unités dont la disparition prive les clusters environnants de flux d’éthylène, de propylène et de chaleur coproduite sans lesquels d’autres procédés deviennent non viables. Pour les ingénieurs et responsables de sites, les Annales des Mines identifient cinq risques systémiques insuffisamment couverts : effet domino, abus de position dominante sur les intermédiaires, risque géopolitique, irréversibilité des fermetures et perte de savoir-faire… Ce dernier point est le plus structurant, car une unité chimique fermée ne rouvre pas. Le sommet d’Anvers de février 2026 a produit des déclarations d’intention mais pas encore de mécanisme concret, et la fin de l’ARENH combinée à la disparition des quotas carbone gratuits en 2026 ajoute deux nouvelles charges structurelles dans un contexte où le gaz européen reste trois fois plus cher qu’aux États-Unis : pour les clusters de Rotterdam, de Fos-sur-Mer ou de la vallée du Rhin, les prochains mois seront décisifs pour savoir si les effets dominos restent localisés ou s’emballent à l’échelle d’un hub entier.

Eau industrielle : de la ressource oubliée à la contrainte réglementaire qui va remodeler les autorisations d’exploitation

La séquence réglementaire est désormais enclenchée et son calendrier est précis : depuis le 12 janvier 2026, tous les États membres de l’UE doivent surveiller de manière harmonisée les PFAS dans l’eau potable avec des valeurs limites contraignantes, pendant que la directive 2026/805 publiée au Journal officiel européen en avril 2026 élargit le périmètre aux pesticides, aux résidus pharmaceutiques et à l’effet cocktail des substances œstrogéniques. Une approche inédite qui sort du paradigme molécule par molécule pour embrasser les impacts cumulés. Pour les sites industriels, la traduction opérationnelle est immédiate : au 12 décembre 2026, les installations existantes devront être conformes aux meilleures techniques disponibles du référentiel WGC pour les rejets chimiques, et la redevance pollueur-payeur de 100 euros par 100 grammes de PFAS rejetés dans l’eau, pourtant inscrite dans la loi de finances française promulguée en février 2026, a été arbitrairement reportée à septembre 2026 par Matignon. Un répit contesté par les associations et qui ne changera rien au fond : la trajectoire nationale vise l’élimination complète des rejets industriels de PFAS dans l’eau dans les cinq ans. Pour les responsables HSE et les ingénieurs procédés des secteurs chimie fine, semi-conducteurs, traitement de surface et agroalimentaire, l’enjeu dépasse la conformité : l’eau de refroidissement, les effluents de nettoyage et les rejets de solvants entrent dans une logique de responsabilité élargie des producteurs que la Commission européenne est en train de formaliser, et dans laquelle les captages d’eau potable fermés faute de décontamination abordable, dont le coût collectif est estimé à plus de 100 milliards d’euros par an en Europe, constituent déjà le premier argument pour durcir encore les autorisations d’exploitation des années à venir.