Climate Tech

Le VC climate-tech mondial a chuté trois années de suite — de 25,9 Md$ (2022) à 19,7 Md$ (2023) puis ~17 Md$ (2024), et en baisse de 19 % au S1 2025 [1][2]. Le total VC+croissance s'est établi à 40,5 Md$ pour 2025 (+8 % sur un an) mais le nombre de deals a chuté de 18 % à 1 545 (le plus bas depuis 2020), 10 deals captant 28 % de tout le capital et le growth-stage en hausse de 78 % tandis que seed/Série-A chutaient de 26 %/7 % [3][7]. Fuite classique vers la qualité.

Pas de vague d'afflux net ; les talents pivotent vers les gagnants financés — l'énergie (réseau, nucléaire/fusion, stockage) a capté 14,4 Md$/36 % du financement de 2025, le nucléaire+fusion représentant à eux seuls 44 % des deals énergie, attirant fondateurs/ingénieurs là-bas tandis que les équipes early-stage et hydrogène perdent des effectifs au milieu des annulations [7][6].

Le ton de 2025 est passé de l'exubérance à un cadrage sobre de « marché en maturation / sélectivité du capital » [4] ; Forbes a qualifié l'investissement climatique de « terrible, horrible... très mauvaise année » et Heatmap a signalé un financement early-stage « qui se tarit » [8]. La demande énergétique de l'IA/des centres de données est le fil haussier dominant, pas l'optimisme climatique grand public [3].

L'adoption continue de grimper même si l'humeur des investisseurs s'aigrit : les ventes mondiales de VE ont crû de ~20 % à >20 M en 2025 (1 voiture neuve sur 4 ; Chine ~55 %, Europe 28 %), et le solaire a ajouté un record de ~600 TWh — le plus grand gain sur une seule année de toute technologie énergétique, devenant le premier contributeur à la nouvelle offre d'énergie [5][6].

Revirement majeur : le One Big Beautiful Bill Act (signé le 4 juil. 2025) abroge les crédits VE après 2025, supprime le crédit 45V hydrogène propre pour les projets après le 31 déc. 2025, et élimine progressivement l'ITC/PTC après 2028 ; le crédit 45Q pour la capture de carbone survit jusqu'en 2032 [9][10]. L'Europe redouble au contraire ses efforts de décarbonation [2].

Les coûts d'un projet de batterie de 4 heures ont chuté de 27 % sur un an à un plancher record de 78 $/MWh (le plus bas depuis 2009) ; le solaire+stockage a livré ~57 $/MWh, et 87 GW de solaire+stockage combinés ont été ajoutés en 2025 — même si les coûts des modules solaires/éoliens ont légèrement remonté sous l'effet des contraintes d'approvisionnement [11][12].

Northvolt (jadis 12 Md$) a fait faillite en mars 2025 sous 5,8 Md$ de dette ; ses actifs ont été vendus à bas prix à Lyten [13][14]. ~4,9 Mtpa de capacité d'hydrogène ont été annulés en 2025 contre ~1 Mtpa atteignant la FID ; BP (Duqm, H2Teesside), ArcelorMittal et Shell ont abandonné des projets, et le pipeline H2 bas-carbone 2030 est tombé à 37 contre 49 Mtpa [15][16]. Le CDR durable a défié la tendance (+299 % à 29,6 Mt contractées, mais 90 % Microsoft) [17].