Lourd héritage des années 1980, ma maison n’est pas équipée d’un système de chauffage central, mais de classiques radiateurs électriques. De vieux modèles âgés de plusieurs décennies qui font exploser les factures d’électricité chaque hiver. Alors que j’envisageais de les remplacer par des pompes à chaleur air/air, les devis exorbitants et l’absence d’aides sur ce type d’équipement m’ont fait renoncer. Tant pis pour la sobriété énergétique et pour mon portefeuille.

Il ne coûte pas grand-chose à l’installation, n’impose aucun entretien, fonctionne tout seul, sans risques ni odeurs : voici le bon vieux radiateur électrique. Par facilité, mais aussi par économie, bon nombre de logements en ont été équipés dès les années 1980 et beaucoup le sont encore. Si son utilisation n’est pas problématique lorsque l’électricité est bon marché et abondante, elle le devient quand le prix du kilowattheure s’envole et que les économies d’énergie reviennent au premier plan des préoccupations.

Le chauffage « grille-pain », une plaie pour le porte-monnaie

À la construction de mon logement, dans les années 1980, les premiers propriétaires n’ont probablement pas tiqué en découvrant les 7 convecteurs installés par le promoteur. 9 000 W de puissance installée pour chauffer cette maison d’environ 80 m², sans compter le chauffe-eau, à résistance lui aussi. De quoi bien faire suer le réseau électrique les soirs d’hiver, mais aussi dégarnir le compte en banque chaque mois. Comptez autour de 350 euros mensuels entre décembre et février pour chauffer ce logement sommairement isolé, pourtant situé dans le sud-est de la France.

Le modèle de convecteur électrique ancien installé dans mon logement des années 1980.

Ces vieux convecteurs, possiblement d’origine, n’ont même pas de thermostat réglable. De vrais grille-pains, qui ne peuvent être contrôlés qu’au moyen d’un unique bouton on/off en façade. Par défaut, ils restent donc allumés en permanence durant la saison froide, même dans des pièces peu utilisées, si personne ne pense à les éteindre. Il était devenu indispensable de les remplacer par un système de chauffage plus économe. Mais que choisir ?

Une pompe à chaleur air/eau ? Cela aurait été idéal, d’autant plus avec les aides considérables accordées à l’installation de ce type d’appareil. Mais le logement n’est pas équipé d’un réseau de radiateurs à eau. Autant exclure d’emblée toutes les autres solutions centralisées, comme la chaudière à pellets, entre autres. Par élimination, ne reste que la pompe à chaleur air/air et les radiateurs électriques connectés, équipés d’un thermostat moderne facilement réglable.

Passer du convecteur à la pompe à chaleur sans se ruiner : mission impossible ?

Pour ses excellentes performances énergétiques, mon choix se porte sur la pompe à chaleur. Elle doit théoriquement consommer trois à quatre fois moins d’électricité que des radiateurs classiques pour une même quantité de chaleur produite. Toutefois, un premier obstacle se dresse : il n’est pas possible d’installer soi-même une pompe à chaleur sans habilitation à la manipulation des fluides frigorigènes. Il est donc obligatoire de s’adresser à un professionnel, ce qui bride d’office la possibilité de réduire significativement les coûts.

Comme je m’en doutais, le projet flanche à la réception des devis, tous réalisés auprès d’artisans locaux disposant de la qualification QualiPAC. Les tarifs sont extrêmement élevés et paraissent impossibles à rentabiliser grâce aux économies d’énergie prévues. Mon attention avait été portée sur un devis « intermédiaire » à 7 986 euros, pour équiper trois chambres et un salon cumulant une superficie d’environ 70 m². À ce prix, nous avions deux groupes extérieurs et quatre unités intérieures de marque Daikin, ainsi que les petites fournitures (liaisons frigorifiques, câbles, goulottes, etc.) et bien sûr la main d’œuvre.

Ainsi, il faudrait près de 12 ans pour obtenir un retour sur investissement, à condition d’atteindre un coefficient de performance (COP) moyen de 3 et sans considérer d’éventuelles opérations d’entretien et réparations. La solution pompe à chaleur air/air consommerait autour de 1 700 kWh annuels, contre environ 5 000 kWh pour les radiateurs, soit une économie annuelle de 630 € (basé sur un tarif de 0,19 € le kilowattheure). Cette différence de consommation pourtant colossale ne permet hélas pas de rentabiliser rapidement l’achat.

Un des devis pour l’installation d’une pompe à chaleur air/air comme mode de chauffage principal.

Des devis qui gonflent le prix du matériel

Un constat frustrant, d’autant que les devis semblent démesurément gonflés. En effet, en comparant le prix du matériel proposé sur le devis à celui appliqué par des boutiques en ligne spécialisées dans la vente de pompes à chaleur, l’on constate d’importantes différences. L’artisan à l’origine du devis ayant retenu mon attention souhaitait facturer 4 288 euros HT pour les deux groupes extérieurs et quatre unités intérieures. Du matériel que l’on retrouve à 2 977 euros HT, livraison offerte, chez un e-commerçant français, soit une différence de 1 311 euros.

Devis ahurissants, absence d’aides sur les pompes à chaleur air/air, impossibilité de mettre en service soi-même les appareils : tout a concordé pour ne pas opter pour ce mode de chauffage en rénovation. Je me suis donc rabattu sur cinq radiateurs électriques à inertie connectés pour un investissement nettement plus limité de 593 €. Pilotables à distance via une application smartphone, ces appareils ne chauffent qu’en fonction de la température de consigne et du planning de mon choix. Ils consomment donc un peu moins que leurs homologues vieux d’une trentaine d’années, grâce à une stratégie de chauffe plus intelligente.

Le coût du matériel sur un site d’e-commerce français et la facture d’achat des radiateurs électriques connectés.

Et vous, qu’avez-vous choisi pour remplacer de vieux radiateurs électriques ?

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Il ne reste plus qu’aux ministères de trancher. La Commission de régulation de l’énergie (CRE) a fait ses devoirs, et vient de transmettre ses recommandations au gouvernement sur la baisse des Tarifs réglementés de vente de l’électricité. La CRE propose ainsi une baisse des prix, mais pas seulement. Voici à quoi pourrait ressembler le tarif Bleu d’ici quelques jours.

À quelques jours de la désormais certaine baisse du tarif de l’électricité, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) vient de livrer ses recommandations aux ministères de l’Économie et de l’énergie. Le prix a été calculé par une technique d’empilement des coûts, à savoir :

• Le prix de l’approvisionnement en électricité,
• Le Tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE),
• Les diverses taxes comme la TVA, la CTA et surtout l’accise.

La mise à jour du 1ᵉʳ février 2025 devrait considérer une baisse du prix de l’approvisionnement en électricité, mais également une hausse de la TURPE et de l’accise. La TURPE devait initialement être augmentée de 10 % en août prochain. Mais pour éviter de trop régulières variations du tarif d’électricité, la CRE a décidé d’avancer cette hausse de 6 mois. En parallèle, l’accise, anciennement appelée Contribution au service public de l’électricité (CSPE), devrait passer de 32 €/MWh à 33,70 €/MWh.

Au total, malgré ces hausses, les TRVE devraient donc bel et bien baisser d’environ 15 %. Selon la CRE, le prix moyen au MWh devrait passer de 281 € à 239 €, soit une baisse de 42 €/MWh.

Les tarifs possibles du TRV au 01/02/2025.

La baisse des prix ne concernera pas tout le monde

Si cette nouvelle devrait ravir tous ceux qui bénéficient d’un contrat indexé sur les TRVE, toutes les personnes bénéficiant d’un contrat en offre de marché ne devraient pas voir de différence. Les clients en offres de marché ont, la plupart du temps, déjà bénéficié de la baisse des prix de l’électricité depuis plusieurs mois.

Enfin, les clients de l’option Tempo ne devraient quasiment pas constater de différence significative non plus, à l’exception de la tranche d’heures creuses jour rouge. En effet, la CRE indique que le niveau des TRVE Tempo est trop éloigné des coûts obtenus par empilement (prix d’approvisionnement, TURPE et taxes). En conséquence, son tarif devrait être baissé de seulement 2 %.

La structure des TRVE pourrait également évoluer

La CRE en a d’ailleurs profité pour proposer des évolutions structurelles du TRVE, en particulier pour les puissances importantes, pour les consommateurs résidentiels. Ainsi, à partir de 2026, l’option Base pour les puissances allant de 18 à 36 kVA pourrait tout simplement disparaître au profil de l’option HP/HC. La CRE propose également la mise en extinction progressive de l’option Base pour les puissances comprises entre 9 et 15 kVA. Cela signifie que cette option ne sera plus disponible pour les nouveaux clients, ou lors d’un déménagement.

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Le 1ᵉʳ février 2025, les tarifs réglementés de l’électricité baisseront de 15 %, en France, annonce la Commission de régulation de l’énergie (CRE). Mais si certains en ressortiront gagnants, d’autres risquent d’être pénalisés, notamment en raison d’une hausse concomitante des taxes. Alors, à qui profite réellement cette baisse ?

Sujet sensible puisque touchant au portefeuille des Français, les prix de l’électricité ont participé à la chute du gouvernement Barnier. En cause, une remontée des taxes, mais une baisse des prix de marche, conduisant à une baisse des tarifs réglementés de 15 % au premier février 2025. Mais suivant le contrat, l’évolution des prix sera différente.

Les principaux gagnants seront les ménages souscrivant au tarif bleu réglementé d’EDF, qui concerne environ 60 % des foyers français, ainsi que ceux dont les contrats de marché sont indexés sur ce tarif (10 % supplémentaires). Pour eux, la baisse de 15 % ramène les prix à leur niveau de février 2023, offrant un répit après des années de hausse vertigineuse des factures énergétiques. Les très petites entreprises (TPE) peuvent également se réjouir : elles auront désormais un accès élargi au tarif réglementé.

La CRE a estimé l’économie pour les foyers bénéficiant des tarifs réglementés (qui utilisent l’électricité pour la cuisson, l’eau chaude et le chauffage) : la réduction serait de 651 euros par an pour une famille de quatre personnes vivant en maison, de 389 euros pour un foyer de trois personnes en appartement, et de 107 euros pour un foyer de deux personnes.

EDF, en situation de quasi-monopole sur ce segment, entend capitaliser sur cette évolution. L’énergéticien propose déjà des offres de marché jusqu’à 30 % moins chères que le tarif réglementé actuel à certaines conditions, tentant d’anticipant une mobilité accrue des consommateurs. Ses offres classiques (base et heures pleines / heures creuses) restent cependant plus coûteuses que la concurrence.

Les perdants : clients aux offres de marché

En revanche, les consommateurs ayant opté pour des offres à prix non indexé, souvent proposées par des fournisseurs alternatifs, risquent de subir un effet inverse. Ces contrats, historiquement compétitifs, vont voir leur avantage diminuer sous l’effet combiné de la hausse de l’accise sur l’électricité et du tarif d’acheminement (TURPE), qui augmentera de 7,7 %. Cette majoration, couplée à la fin du « bouclier tarifaire », pourrait représenter autour de 9 % de hausse, estime Céline Regnault, directrice grand public d’Engie auprès des Échos.

Face à cette situation, plusieurs fournisseurs alternatifs, tels qu’Ohm Énergie ou Alpiq France, ont annoncé des gestes commerciaux pour maintenir leur compétitivité. Ils prévoient de compresser leurs marges ou d’absorber certaines hausses pour fidéliser leurs clients. Cependant, ces initiatives demeurent limitées et ne suffiront pas à compenser l’érosion générale des avantages de ces offres​​.

Vers une plus grande volatilité des prix en 2026

À plus long terme, l’ensemble des acteurs du marché pourrait être touché par un nouveau bouleversement : la fin annoncée de l’Accès régulé à l’énergie nucléaire historique (ARENH) fin 2025. Ce mécanisme, garantissant un prix compétitif pour une large part de l’électricité aux fournisseurs, ils vont désormais se retrouver à une volatilité accrue des prix de gros si aucun système de remplacement n’est trouvé. Cette incertitude pourrait se traduire par une nouvelle hausse des tarifs, quel que soit le type de contrat souscrit​​.

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Les quelque 90 000 éoliennes présente sur le sol américain vont-elles devoir être démontées à compter de l’arrivée de Donald Trump à la Maison-Blanche ? C’est en tout cas le souhait du 47ᵉ président des États-Unis, qui mène une véritable croisade contre l’énergie du vent. S’il y a peu de chance de voir tous les parcs américains mis à l’arrêt, les projets offshore pourraient pâtir de cette situation. 

Le président élu Donald Trump n’aime pas les éoliennes, et il continue de le faire savoir. Lors du dernier dîner annuel des Républicains, celui-ci a profité de son discours pour rappeler sa position concernant les éoliennes, en affirmant clairement qu’il arrêterait tous les projets dès lors qu’il accéderait au bureau ovale. Il a ainsi décrit les éoliennes comme « l’énergie la plus chère », n’hésitant pas à indiquer qu’elles étaient « bien plus chères que le gaz naturel propre (clean natural gas) ». Il faut admettre que les parcs éoliens présents sur le territoire américain (en 2023) sont le fruit de nombreuses aides financières, principalement sous la forme d’avantages fiscaux. Selon le congrès américain, l’aide financière attribuée à l’éolien entre 2019 et 2023 s’élèverait à presque 18 milliards de dollars.

Mais Donald Trump ne s’est pas arrêté à l’aspect financier pour contester l’intérêt des éoliennes. Selon lui, il s’agirait d’un désastre économique, mais aussi environnemental. Il a notamment expliqué que les éoliennes « rendaient les baleines folles », en faisant référence à un taux de mortalité inhabituel pour les baleines au large du Massachussetts. De son côté, la National Oceanic and Atmospheric Administration NOAA a affirmé qu’aucune preuve scientifique ne permettait de lier cet événement avec la construction récente de parcs éoliens offshore.

Comme souvent, Donald Trump a étayé ses propos de nombreux raccourcis, en réduisant la durée de vie moyenne des éoliennes à seulement 10 ans, ou en affirmant que toutes les pales d’éoliennes ne pouvaient ni être enfouies, ni être recyclées.

Une mise à l’arrêt immédiate des projets éoliens offshore ?

Il y a peu de chance que Donald Trump puisse réellement empêcher la construction de la moindre éolienne sur le territoire américain durant son mandat. En effet, tous les parcs éoliens ne nécessitent pas forcément d’autorisation fédérale. En revanche, les parcs éoliens offshore sont clairement dans le viseur du président élu.

Le membre du congrès Jefferson Van Drew serait en train de préparer un décret présidentiel destiné à stopper les activités éoliennes offshore le long de la côte est des États-Unis. Il devrait être finalisé dans les premiers mois de l’administration Trump. Pour l’heure, les contours exacts du décret ne sont pas connus. Jefferson Van Drew a profité d’une récente conférence de presse pour indiquer que « ces projets éoliens en mer n’auraient jamais dû être approuvés ». Paradoxalement, 7 parcs actuellement en projet, en construction, ou en service, ont été approuvés par la première administration de Donald, à savoir :

• Kitty Hawk North (2017),
• Empire Wind (2017),
• Skipjack (2018),
• Beacon Wind (2019),
• South Coast Wind (2019),
• Vineyard Northeast (2019),
• South Fork Wind (2020).

Selon la teneur du décret, celui-ci pourrait avoir d’importantes répercussions sur l’industrie éolienne aux États-Unis. Actuellement, de nombreux projets d’envergure sont en cours de construction, dont Vine Yard Wind, Empire Wind 1 et surtout le Coastal Virginia Offshore Wind, dont la puissance totale devrait être 2,6 GW.

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En 2024, les énergies renouvelables ont continué de dominer le mix électrique allemand. Elles ont représenté 59 %, contre 56 % l’année précédente, selon le Bundesnetzagentur (BNetzA), l’agence fédérale allemande des réseaux.

C’est un nouveau record pour le pays qui souhaite atteindre un mix électrique composé à 80 % de renouvelables d’ici seulement 2030. Selon le rapport du BNetzA, l’énergie éolienne a demeuré la principale source de production, représentant 31,9 % du total, un niveau stable comparé à l’année précédente. Le solaire, en revanche, a fortement augmenté pour atteindre une part de 14 % en raison d’un été particulièrement ensoleillé et de l’ajout de nouvelles capacités installées. Par ailleurs, les installations photovoltaïques ont franchi le seuil des 100 gigawatts (GW) de puissance grâce à près de 17 GW nouvellement installés. Au total, les sources renouvelables ont produit 254,9 térawattheures (TWh) d’électricité sur les 431,9 TWh générés par l’ensemble du parc électrique.

Plus de gaz et d’importations, moins de charbon

Intégrer davantage d’énergies renouvelables dans le mix énergétique implique plus d’efforts dans la gestion de l’intermittence du solaire et de l’éolien. Suite à la fermeture de ses dernières centrales nucléaires en 2023, l’Allemagne a dû se tourner davantage vers le gaz naturel, qui a généré plus de 56 TWh d’électricité en 2024, soit une augmentation de plus de 8 % par rapport à l’année précédente. Les importations d’électricité ont également augmenté, atteignant alors 67 TWh, soit 13,8 % de plus que l’année précédente, avec la France comme principal fournisseur. Les exportations ont, pour leur part, diminué de 10 %, s’établissant à environ 35 TWh.

En parallèle, l’Allemagne poursuit lentement sa sortie du charbon avec la fermeture de centrales totalisant une puissance de 6,1 GW. Sa part dans le mix a diminué à 23 % en 2024, contre 26 % en 2023, soit une baisse de 3 %. Pour rappel, le pays vise à éliminer cette source d’énergie d’ici 2038, et idéalement d’ici 2030.

La hausse de la part de renouvelables et la diminution du charbon, bien qu’à des rythmes lents, semblent avoir eu une répercussion significative sur les émissions allemandes. En effet, selon le groupe de réflexion Agora Energiewende, le pays a diminué ses émissions de 18 millions de tonnes, le secteur de l’énergie ayant contribué à 80 % de cette baisse. De plus, l’Allemagne aurait même dépassé de 36 millions de tonnes son objectif de réduction annuel.

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L’Égypte souhaite faire des énergies renouvelables l’une de ses priorités, et cherche à le prouver avec l’extension d’un parc éolien qui devrait devenir le plus grand d’Afrique. 

Décidée à jouer un rôle majeur dans la transition énergétique de l’Afrique, l’Égypte vient de valider l’extension d’un des plus grands parcs éoliens du continent, encore en construction. À l’origine, le parc éolien Red Sea Wind Energy, situé à 70 km au nord-ouest de Ras Ghareb, devait déjà atteindre la puissance de 500 MW grâce à un investissement financier de quelque 600 millions de dollars.

Mais Engie vient d’annoncer la planification d’une extension de 150 MW, qui devrait être mise en service au troisième trimestre 2025. Actuellement, 306 MW des 500 MW d’éoliennes ont déjà été raccordées au réseau électrique égyptien.

L’Égypte met l’accent sur les énergies décarbonées

Malgré un mix électrique encore très largement dominé par les énergies fossiles (88 %), l’Égypte a de grandes ambitions en matière de transition énergétique. Outre la construction d’une centrale nucléaire sur les bords de la Méditerranée, le pays mise énormément sur les énergies renouvelables. Il s’est d’ailleurs fixé pour objectif d’atteindre 42 % d’énergie renouvelable dans son mix électrique d’ici 2030.

Pour cela, il va falloir mettre les bouchées doubles. Le pays compte donc rénover et agrandir deux de ses principaux parcs terrestres. Le parc de Jabal al-Zeit, qui comprend 300 turbines pour une puissance de 580 MW, va être étendu pour atteindre 1,1 GW.

Le parc de Zafarna, construit plus au nord entre les années 2000 et 2010, va être entièrement revu. Malgré ses presque 700 turbines en fonctionnement, il affiche une puissance de seulement 545 MW. Un vaste projet de remplacement de turbines devrait faire passer sa puissance à 1,1 GW. Dans le même temps, le site devrait être équipé de 2,1 GW de panneaux photovoltaïques pour en faire l’une des plus grandes centrales hybrides au monde.

De manière plus générale, en mai dernier, l’Autorité égyptienne pour les énergies nouvelles et renouvelables (NREA) a lancé un processus d’attribution pour près de 6 millions de mètres carrés de terres, afin de permettre le développement de 27 GW de projets solaires et éoliens. Pour atteindre une telle puissance installée, la NREA envisage des investissements à hauteur de 40 milliards de dollars sur les 10 prochaines années.

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Selon un récent rapport de la CREG (régulateur Belge de l’électricité et du gaz) sur les évolutions des marchés de gros de l’électricité et du gaz, il était souvent plus économique, en 2024, d’importer de l’électricité depuis la France que de faire fonctionner les centrales belges au gaz. Cette situation a permis à la Belgique de bénéficier de prix relativement bas, notamment grâce aux importations en provenance de la France.

La Commission de régulation de l’électricité et du gaz (CREG) belge tire le bilan électrique et gazier de 2024. L’impact de la France sur les importations belges et sur les prix a été marqué, relève-t-il.

En 2024, la Belgique a importé 12,5 térawattheures (TWh) nets d’électricité de la France, bien plus que la totalité de son déficit commercial en électricité (10,7 TWh). Après quatre années consécutives d’exportations nettes entre 2019 et 2022, la Belgique est redevenue importatrice nette en 2023 que confirmé par 2024. La mise à l’arrêt des réacteurs nucléaires Doel 3 et Tihange 2 a réduit la production nationale, amplifiant la nécessité de recourir à des importations et sources carbonées.

L’électricité nucléaire française est moins chère

La compétitivité des prix français a permis de faire baisser les prix belges. En 2024, le prix moyen de l’électricité en France s’élevait à 58 euros le mégawattheure (€/MWh), inférieur aux 70,2 €/MWh belges. Cette différence a permis à la Belgique de bénéficier d’une énergie relativement abordable. Cependant, des contraintes sur les interconnexions, particulièrement au printemps, ont limité les flux à certains moments.

L’électricité française, majoritairement produite par des centrales nucléaires et des sources renouvelables, a contribué à stabiliser les prix sur le marché belge. En effet, les périodes d’importations intensives coïncident souvent avec des prix bas en France, ce qui réduit les coûts pour les consommateurs belges. La France a aussi influencé le nombre croissant d’heures avec des prix négatifs en Belgique, passées de 222 en 2023 à 408 en 2024 contre 361 heures en France. Ces épisodes résultent de la surproduction renouvelable, particulièrement solaire, qui provoque des déséquilibres temporaires sur le marché.

Inversion des flux de gaz transitant en Belgique

Outre l’électricité, le rôle de la France dans l’approvisionnement en gaz naturel a été prépondérant en Belgique. Alors qu’habituellement le gaz transite d’est en ouest, depuis les Pays-Bas jusqu’en France, Le Plat Pays a importé 30,8 TWh de gaz via ses interconnexions avec la France. Et ce, pour soutenir les flux européens d’ouest en est pour compenser la baisse des approvisionnements russes. La flexibilité offerte par les infrastructures belges, comme le terminal GNL de Zeebrugge, combinée à la capacité bidirectionnelle des points de connexion transfrontaliers (comme l’interconnexion France-Belgique de Alveringem, a permis d’acheminer et d’inverser les flux de gaz.)

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Faute de budget, les dossiers de subvention déposés après le 1ᵉʳ janvier 2025, bien que traités, connaîtront des retards de versement, suscitant l’inquiétude des particuliers et représentant un revers majeur pour les professionnels.

L’absence de loi de finances pour 2025, conséquence d’un désaccord parlementaire et de la censure du gouvernement, empêche le déblocage des fonds nécessaires au paiement des aides à la rénovation énergétique accordées par le dispositif gouvernemental Ma Prime Rénov’. Bien que les dossiers déposés et validés avant le 1ᵉʳ janvier 2025 soient en partie honorés, ceux instruits après cette date subissent un retard d’une durée indéterminé. Selon Valérie Létard, ministre du Logement, « tant que le budget n’est pas voté, les délais de paiement des aides vont être rallongés », a-t-elle annoncé dans un entretien au Figaro le 9 janvier, insistant toutefois sur le fait qu’il s’agit d’un report et non d’un gel​​.

Les impacts pour les particuliers et les professionnels

Ces retards alimentent l’incertitude chez les particuliers qui envisagent des travaux de rénovation énergétique, comme chez les professionnels du bâtiment. En 2023, la rénovation énergétique représentait 30 milliards d’euros de chiffre d’affaires, soit 14 % du total du secteur​. Selon Olivier Salleron, président de la Fédération Française du Bâtiment (FFB), cette situation risque de provoquer un attentisme chez les propriétaires, voire un abandon des projets en cours, regrette-t-il dans un communiqué.

L’Agence nationale pour l’habitat (Anah), responsable du versement des aides, tente de rassurer auprès d’Ouest France : les dossiers déposés continueront d’être instruits, mais les paiements nécessiteront « patience et compréhension ». L’organisme évoque également la nécessité de sécuriser le dispositif face à des fraudes potentielles, ce qui ajoute des délais​​.

Un contexte politique et financier tendu

Le retard dans le versement des aides MaPrimeRénov’ est le symptôme d’un contexte budgétaire tendu. En décembre 2024, une loi spéciale avait été adoptée pour assurer la continuité des dépenses essentielles de l’État, mais cela excluait les « dépenses discrétionnaires », comme les aides à la rénovation énergétique.

Cette situation survient alors que la France doit intensifier ses efforts pour réduire les passoires thermiques, conformément à la réglementation interdisant leur mise en location. Si le gouvernement affirme ne pas vouloir abandonner les propriétaires face à ces obligations, le manque de visibilité financière remet en question la faisabilité des travaux nécessaires​​.

Le cas de MaPrimeRénov’ illustre les limites d’un modèle dépendant des arbitrages budgétaires annuels. Si le dispositif reste officiellement prolongé pour 2025, son exécution est freinée par un contexte politique instable. Les ménages doivent attendre ce déblocage politique, pour être remboursés.

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2024 a été une année marquante pour le Royaume-Uni en matière d’énergie, le pays ayant battu son record de production d’électricité bas-carbone. Ce succès est attribué aux investissements massifs dans les énergies renouvelables, notamment l’éolien, ainsi qu’à l’abandon du charbon.

Au Royaume-Uni, l’électricité n’a jamais été aussi propre qu’en 2024, selon l’analyse du média britannique Carbon Brief. Les énergies nucléaire et renouvelables ont ensemble représenté 58 % du mix électrique, un record. À l’inverse, la part des énergies fossiles a atteint son plus bas niveau historique de 29 %, avec le gaz naturel restant la source dominante, juste devant l’éolien. En dix ans, le pays a réussi à doubler sa capacité en renouvelables, passant de 65 térawattheures (TWh) en 2014 à 143 TWh en 2024. Pour la première fois, ces énergies ont constitué 45 % du mix électrique, tandis que la part des combustibles fossiles a été réduite de moitié par rapport à 2014.

Un exploit dû à la sortie du charbon

Selon Carbon Brief, l’augmentation de la part des énergies bas-carbone dans le mix électrique du Royaume-Uni est principalement due à l’abandon définitif du charbon. Pour rappel, sa dernière centrale, celle de Ratcliffe-on-Soar, a été fermée en septembre 2024. Cela avait marqué la fin de la filière après plus de 140 ans d’exploitation, faisant du Royaume-Uni le premier pays du G7 à sortir définitivement de cette énergie fossile.

La sortie du charbon et la hausse de la part de l’éolien se sont répercutées directement sur l’intensité carbone du pays, c’est-à-dire la quantité moyenne de CO2 émise par kilowattheure (kWh) d’électricité produite. En 2024, celle-ci s’élevait à 124 g/kWh, contre 419 g/kWh en 2014, soit une réduction de 70 %. D’après le rapport, le déclin du nucléaire aurait pu augmenter cette intensité, mais le déficit a été rapidement compensé par l’énergie éolienne, devenue le principal pilier de la transition énergétique britannique.

Pour l’année en cours, la tendance à la hausse de la part d’électricité « propre » devrait se poursuivre, grâce à une diminution continue de la production du gaz et au développement de nouveaux projets renouvelables. Toutefois, le Royaume-Uni est encore loin de son objectif à court terme, qui est de parvenir à 95 % d’électricité bas-carbone d’ici 2030, d’autant plus que la demande est prévue d’augmenter significativement avec l’électrification des voitures et des systèmes de chauffage.

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Les récents évènements qui ont eu lieu en mer Baltique, laissent entrevoir un nouveau point faible de l’Europe : les câbles sous-marins. Plus nombreux que jamais, ces derniers pourraient devenir une cible claire d’actes de guerre hybride. On vous explique. 

La fin de l’année 2024 aura été mouvementée, en mer Baltique. En l’espace de quelques semaines, plusieurs câbles sous-marins ont été sectionnés, et il semble que ce ne soit pas le fruit du hasard. Si les ruptures de ce type de câbles sont relativement fréquentes, les récents événements pourraient être des opérations de sabotage, menées notamment par la flotte fantôme russe. Pour parvenir à endommager et à couper ces câbles sous-marins, les navires civils en question laisseraient tout simplement traîner leur ancre sur des dizaines, voire des centaines de kilomètres.

Néanmoins, la principale cible de ce type d’opération était, jusqu’à présent, les câbles de télécommunication. Mais l’événement du 25 décembre dernier est différent, et laisse entrevoir une vulnérabilité émergente de l’Europe. Ce jour-là, un pétrolier russe, nommé Eagle S, a sectionné le EstLink 2, un câble sous-marin de type HVDC qui permet de transférer jusqu’à 650 MW d’électricité entre la Finlande et l’Estonie. Achevé en 2014, il est essentiel pour permettre à l’Estonie de se détacher du réseau électrique russe pour intégrer celui de l’Europe. Finalement, le Eagle S a été arraisonné avant de pouvoir atteindre le EstLink 1, dont la puissance s’élève à 350 MW.

La réparation de ce type de câble représente des coûts très élevés. Quelques mois auparavant, le EstLink 2 avait déjà subi des dommages, dont les réparations auraient coûté près de 90 millions de dollars. Mais là n’est pas le plus inquiétant. Cet incident met en lumière les risques d’une potentielle guerre hybride, comprenant l’intervention de civils pour mettre à mal les installations électriques européennes. Avec le développement massif des énergies renouvelables sur le vieux continent, les câbles d’interconnexion sous-marins sont désormais très nombreux, et ont un rôle énergétique majeur. Ainsi, des incidents comme celui du EstLink 2 pourraient avoir de graves répercussions pour les pays européens.

Surveiller les fonds marins : enjeu géopolitique majeur

En réaction à cette situation, les membres de l’OTAN qui bordent la Baltique se sont récemment réunis pour mettre en place des stratégies de protection et de surveillance des câbles sous-marins. La Suède vient notamment d’envoyer sur place trois navires de guerre et un Saab ASC890 AWACS, un avion de reconnaissance capable de détecter les éventuelles menaces.

Néanmoins, cette nouvelle vulnérabilité ne devrait que s’amplifier à l’avenir, il va donc falloir trouver des solutions pour y faire face. Pour Cyrille Coutansais, directeur du département recherches du Centre d’études stratégiques de la Marine (CESM), récemment interrogé par nos confrères du Marin, répondre à ces nouveaux enjeux doit se matérialiser par trois axes.

Le premier axe consiste à établir des forces militaires capables de prendre la mesure de ces risques, et de réaliser une surveillance suffisante des zones concernées. Le deuxième point consiste à développer une capacité souveraine à réparer ces câbles, grâce, par exemple, à des équipes dédiées et des navires câbliers. Enfin, toujours selon Cyrille Coutansais, les nouvelles technologies pourraient jouer un rôle important dans la surveillance des câbles sous-marins. La startup nantaise Elwave a notamment mis au point un système de capteurs électromagnétiques novateurs qui pourraient permettre une surveillance plus fine des câbles sous-marins, en étant installés sur des drones dédiés. Une autre startup, appelée Fosina, permet de mieux contrôler des câbles sous-marins grâce à des capteurs directement intégrés à ces câbles.

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Le début de l’année a été chargé, pour les deux institutions françaises chargées d’encadrer et d’assurer la sûreté nucléaire du pays. L’ASN et l’IRSN viennent, en effet, de fusionner pour gagner en efficacité. Cette nouvelle suscite néanmoins des craintes, notamment concernant l’indépendance des experts de la sûreté nucléaire et de la radioprotection. 

À la fin de l’année 2024, l’Autorité de sûreté du nucléaire (ASN) et l’Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire (IRSN) ont fermé leurs portes pour ne jamais les rouvrir, du moins sur le papier. Comme le prévoit la loi du 21 mai 2024, les deux organismes ont fusionné pour donner officiellement naissance, le 2 janvier dernier, à l’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection (ASNR).

Bien plus qu’une simple formalité administrative, cette fusion est censée permettre de rationaliser les processus de décision en rassemblant, notamment, les fonctions d’expertise et de contrôle. Jusqu’alors, l’ASN avait un rôle de contrôle et de régulation de la sûreté nucléaire. Elle avait pour mission de veiller à la sécurité des installations nucléaires, et à la protection des populations ainsi que de l’environnement.

De son côté, l’IRSN était un organisme d’expertise technique et scientifique. Considéré comme le « bras technique » de l’ASN, il avait pour mission de fournir des rapports d’analyse, des recherches et des évaluations sur les risques liés au nucléaire et aux rayonnements ionisants. Cette organisation dite « duale » permettait notamment l’indépendance des experts, avec une séparation entre l’entité de contrôle et de décision, et l’entité de recherche et d’expertise.

Pourquoi cette réforme fait polémique ?

L’absorption de l’IRSN par l’ASN suscite néanmoins les inquiétudes, en particulier en interne. L’intersyndicale de l’IRSN craint, en effet, que l’indépendance de l’expertise soit remise en question, et qu’elle soit invisibilisée. Pour éviter ce problème, elle demande particulièrement que cette indépendance soit spécifiquement énoncée dans le règlement intérieur de la nouvelle entité, ce qui n’est pas le cas pour l’instant.

Symbole de ces craintes, la première mouture du règlement intérieur prévoit une publication en simultané des rapports d’expertise et des rapports de décision. Auparavant, l’IRSN publiait ses résultats en amont des décisions de l’ASN. Ce mode de fonctionnement permettait de mettre en lumière le rapport d’expertise, notamment auprès du grand public, ce qui obligeait l’ASN à une plus grande prise en compte des données d’experts.

D’autre part, face aux objectifs français en matière de nucléaire, les salariés de l’ex-IRSN s’inquiètent également d’une potentielle revue à la baisse des activités de recherche, en particulier en matière de sûreté nucléaire, au profit des projets de construction des futurs EPR2.

Enfin, la nomination du nouveau président de l’ASNR a également suscité des craintes en matière de conflits d’intérêt. En effet, jusqu’en novembre 2024, Pierre-Marie Abadie était le directeur de l’Agence nationale pour la gestion des déchets radioactifs (ANDRA), dont l’un des principaux projets, appelé Cigéo, est en cours d’instruction à l’ASNR. En réponse à cette situation, Pierre-Marie Abadie a indiqué qu’il ne participerait « à aucune des discussions et des décisions relatives aux installations et aux décisions qui concernent directement l’ANDRA ».

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Durant les débats organisés par la Commission nationale du débat public (CNDP) dans le cadre des nouveaux EPR2, les participants réclament de plus en plus l’accès à une électricité moins chère en raison de leur proximité avec la future centrale. Bien qu’aucun système d’allègement des factures n’existe à ce jour, cette demande revient régulièrement.

Un groupe de citoyens a été mandaté par l’organisation du débat public de Gravelines (Nord), où seront implantées deux tranches d’EPR2, pour répondre à une question : « en tant qu’habitantes et habitants du territoire, considéreriez-vous que ce projet peut être bénéfique et à quelles conditions ? »

Après avoir balayé la problématique des transports, celles de l’offre de santé ou encore du cadre de vie, une demande nouvelle est apparue : celle d’obtenir une facture d’électricité allégée en raison de leur proximité avec l’extension de la centrale actuelle. Ils considèrent ces deux paires d’EPR2 ne doivent plus seulement bénéficier aux collectivités, qui ont touché des milliards d’impôts et de taxes à Gravelines en 40 ans, selon la voix du Nord, mais directement à leur porte-monnaie.

« Il faut s’assurer que l’énergie produite leur bénéficie en premier lieu, et, si possible, en mettant en place un tarif dégressif et préférentiel en fonction du niveau de proximité avec la centrale (conformément au périmètre de distribution des pastilles d’iodes des 20 km). » Avec un tarif « dégressif et préférentiel » par exemple.

La question de la justice territoriale

Les habitants autour et à Gravelines réclament aussi un chèque énergie, proportionnel à la proximité avec la centrale, sans prendre en compte les revenus. Aussi de faire baisser la taxe foncière. Mais dans le même groupe de citoyens, certains évoquent le risque de créer des injustices territoriales, notamment entre propriétaires et locataires, « accentuant les inégalités sociales ».

À Penly où le débat public pour deux tranches d’EPR2 est terminé depuis déjà un an, une question similaire avait émergé : « Ce projet permettra-t-il de faire baisser le prix de l’électricité ? » À l’image des industriels signant des contrats long terme avec EDF, la demande des habitants concerne l’accès à une énergie peu chère grâce aux centrales nucléaires. Et elle touche un point sensible : le devenir de l’Accès régulé à l’énergie nucléaire historique (Arenh), qui doit prendre fin décembre 2025, auquel les fournisseurs alternatifs ont accès.

Dans les énergies renouvelables, les fournisseurs comme Octopus, par exemple, lancent des offres pour inciter à consommer, le parc éolien voisin des Touches (Loire-Atlantique) dans son cas, moins cher lorsque les pâles tournent. Les habitants aimeraient un accès prioritaire et moins cher dans le nucléaire. Ce modèle est-il transférable ?

L’article L’électricité sera-t-elle moins chère pour les habitants proches des futurs réacteurs nucléaires EPR2 ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

À en croire la récente annonce d’une entreprise énergétique américaine, la fusion nucléaire pourrait bientôt intégrer le mix énergétique de l’État de Virginie. D’ici cinq ans, cette innovante source d’énergie devrait fournir de l’électricité à des milliers de foyers et contribuer à la transition énergétique du territoire.

La fusion nucléaire est souvent considérée comme une source d’énergie « idéale ». Produisant peu de déchets, cette technologie offre une capacité de production bien supérieure à celle de la fission nucléaire. Elle est également jugée plus sûre et ne produit pas les déchets hautement radioactifs de longue durée associés aux réacteurs traditionnels. Ces avantages expliquent pourquoi la recherche dans ce domaine s’intensifie au fil des années. Alors que les scientifiques espéraient initialement mettre en service les premiers systèmes à grande échelle d’ici la fin du siècle, les premiers modèles commerciaux pourraient désormais être lancés dès 2030.

Un réacteur à fusion de 400 mégawatts pour 2030

C’est l’entreprise américaine Commonwealth Fusion Systems (CFS), une filiale du MIT, qui est à l’origine du projet. La société a récemment annoncé son intention de construire la première centrale nucléaire à fusion à l’échelle du réseau, appelée ARC. L’installation aura une puissance de 400 mégawatts, et sera implantée en Virginie, dans le parc industriel James River.

Le projet ARC est précédé d’une centrale de démonstration appelée SPARC, sur laquelle l’équipe du CFS continue toujours de travailler. Ce réacteur devrait produire son premier plasma (l’état du combustible lorsqu’il est porté à très haute température) d’ici 2026, et délivrer de l’électricité un peu plus tard. Quant à l’ARC, il est prévu qu’il soit opérationnel d’ici 2030. Exploité par CFS, il sera connecté au réseau électrique pour desservir quelque 150 000 foyers. Le projet devrait soutenir les efforts de décarbonation de la Virginie et stimuler son économie. De sa construction à son exploitation, le réacteur pourrait être à la source d’une centaine de nouveaux emplois.

Un aimant supraconducteur d’un nouveau genre

Si à ce jour, aucune centrale nucléaire à fusion n’a été opérationnelle en dehors du cadre expérimental, c’est principalement en raison de la complexité de la technologie et des coûts élevés associés. Chez CFS, l’un des éléments clés pour surmonter les défis a été l’intégration d’un nouveau type d’aimant supraconducteur conçu par les élèves du MIT sous la direction de leur professeur (qui est également le directeur de l’entreprise). Ce matériau sert à créer le champ magnétique nécessaire pour confiner le plasma, les matériaux solides ne résistant pas à sa température très élevée.

Ce nouvel aimant intègre un composé appelé « oxyde de cuivre et de baryum de terres rares » et a, en 2021, établi son premier record mondial de puissance de champ magnétique. Ce premier exploit avait permis de valider sa faisabilité au sein d’un réacteur à fusion. Selon les chercheurs du CFS, bien que d’autres matériaux supraconducteurs capables d’atteindre la puissance requise existent, ils ne sont pas économiquement viables pour une utilisation commerciale.

Reste à voir si l’ARC réussira à être le premier à entrer en service, sachant que d’autres concurrents tablent également sur un lancement au cours de la prochaine décennie.

L’article Nucléaire : un premier réacteur à fusion commercial en 2030 ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

La Cour des Comptes critique sévèrement, dans un rapport de 97 pages, les surcoûts de l’EPR de Flamanville, encore plus grands que prévu, selon ses calculs. La filière nucléaire est « loin d’être prête » à mener le programme du nouveau nucléaire français dans son rapport publié le 14 janvier.

Le rapport de la Cour des comptes, publié le 14 janvier 2025, livre une critique du chantier de l’EPR de Flamanville et du programme EPR2. Les magistrats mettent en évidence des coûts dépassant les prévisions : 23,7 milliards d’euros pour l’EPR de Flamanville (contre 3,3 milliards initialement prévus en 2007). Cette somme prend en compte les frais de construction (15,6 milliards d’euros en euros 2023), les dépenses liées à la première phase d’exploitation et les provisions pour démantèlement​​​.

La Cour déplore que « les retards accumulés et la mauvaise gestion aient fait exploser les coûts, compromettant gravement la rentabilité du projet. » Elle ajoute que pour atteindre une rentabilité de 4 %, « le prix de vente de l’électricité devrait dépasser 138 €/MWh », un niveau largement supérieur au tarif cible de 70 €/MWh négocié entre l’État et EDF​​.

Un programme EPR2 sous pression

Le programme EPR2, censé relancer la filière nucléaire française, est, lui aussi, sévèrement apprécié. La Cour constate une « absence de devis abouti et un plan de financement encore flou », qui freinent la décision finale d’investissement. Entre 2020 et 2023, les coûts prévisionnels sont passés de 51,7 à 79,9 milliards d’euros, une augmentation de 30 %. Ces dépassements, combinés à une « accumulation de risques et de contraintes », pourraient « conduire à un échec du programme »​​.

Malgré tout, le rapport souligne l’importance de ce programme pour maintenir les compétences de la filière et atteindre les objectifs climatiques. Cependant, il recommande de « sécuriser le financement et avancer les études de conception détaillée avant toute décision d’investissement »​.

Des ambitions internationales où l’exposition de l’État doit baisser

Alors qu’EDF envisage des projets internationaux pour accroître la compétitivité de son programme, la Cour des comptes invite à la prudence. « Chaque projet doit être générateur de gains chiffrés et ne pas retarder le calendrier du programme EPR2 en France », prévient-elle. La multiplication des projets à l’étranger, notamment au Royaume-Uni (Hinkley Point C, Sizewell C), fait peser un risque financier important sur l’entreprise, et sur l’État puisqu’il reste l’actionnaire unique​.

La Cour recommande que « l’exposition financière d’EDF dans les projets internationaux soit significativement réduite. » Elle évoque notamment une possible cession partielle de la participation d’EDF dans Hinkley Point C pour limiter les risques. L’État, bien qu’il soit seul actionnaire, est encouragé à jouer un rôle plus modéré pour éviter de mettre en péril le développement des EPR en France, un programme jugé stratégique pour la transition énergétique​.

L’article EPR de Flamanville : voici la facture finale délirante du nouveau réacteur nucléaire français est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Il est parfois bon de se replonger dans l’histoire, et pas seulement celle des grandes personnalités publiques, mais aussi l’histoire faite par les petites gens. Et c’est dans une vidéo INA dénichée par un paysan sur LinkedIn que nous allons trouver un aspect, étonnamment moderne dans son esprit, de la transition énergétique.

La vidéo a été diffusée par l’émission Lorraine soir de l’ORTF, le 10 janvier 1974. C’est un reportage assez court : 2 min et 23 secondes, qui commence par l’image d’un coq qui chante, tandis que le journaliste donne le ton : « la revanche du fumier sur l’or noir ».

Pour certains, le choc pétrolier ne s’est pas produit

Il faut dire que 1974, c’est juste après le premier choc pétrolier. Ce dernier a suivi, en 1973, le début de la Guerre du Kippour qui opposa Israël d’une part et une coalition arabe menée par l’Égypte et la Syrie. La forte hausse du cours du pétrole – un quadruplement en six mois – a conduit de nombreux pays importateurs à chercher des moyens de diversifier leur production d’énergie. En France, est lancé, en 1974, le Plan Messmer visant à accélérer le déploiement du programme électronucléaire. C’est également à cette époque qu’a été lancé le slogan « en France, on n’a pas de pétrole, mais on a des idées », resté encore célèbre aujourd’hui.

Dans ce contexte, produire du gaz à partir du fumier se met à présenter un tout nouvel intérêt. Ainsi, ce reportage de l’ORTF sur André Dupuis, éleveur, et qui, en matière d’énergie, est à la pointe de solutions locales depuis plus de vingt ans.

Une installation rustique d’une grande simplicité

L’installation est composée de trois cuves en ciment de 8 m³ chacun. Le fumier, issu de la litière produite par une vingtaine de vaches, est versé dans ces cuves une fois par mois en moyenne. Il y est ensuite continuellement arrosé pendant une semaine, de façon à démarrer la fermentation. Le gaz produit est ensuite testé par brûlage, puis il est accumulé dans un gazomètre, c’est-à-dire dans une grande cuve légèrement mise sous pression par une cloche métallique.

Chaque jour, l’installation produit environ 4 m³ de gaz, lequel est ensuite employé pour le chauffage ou pour la cuisson. Seul inconvénient relevé par monsieur Dupuis : les jours de grand froid freinent la fermentation.

Une grande synergie dans l’environnement paysan

L’installation n’a pas coûté cher à l’éleveur. Il l’a construite lui-même pour la plus grande part, et notamment les cuves en ciment. Il n’a fait appel à un artisan que pour les travaux de chaudronnerie. Le gaz produit, lui, ne lui coûte rien, si l’on excepte le temps de travail nécessaire au remplissage et à la vidange des cuves, que Monsieur Dupuis qualifie ainsi : « c’est pas formidable ».

Par ailleurs, la méthanisation conduit à augmenter la valeur du purin qu’il reste après fermentation, d’environ 1/3 selon l’éleveur. Le purin, en effet, conserve après méthanisation une plus grande proportion de son azote qu’en simple compostage : cet azote s’y trouve sous une forme soluble dans les phases liquide et solide, plutôt qu’être perdu sous forme gazeuse. Une part importante de l’azote pourra directement être utilisée par la végétation sur laquelle le purin sera épandu.

Aujourd’hui, la méthanisation est une solution en plein développement.  Autonomie énergétique, décarbonation, protection de la biodiversité, ce sont des technologies du low-tech, visant à faire simple et peu coûteux, au niveau local. En France, l’association PicoJoule notamment, est très active dans ce domaine. Au regard de nos enjeux actuels, énergétiques, mais également en matière de recyclage et d’écosystème, ce reportage INA est belle une illustration du « Retour vers le futur » que nous réserve certains aspects de la transition énergétique.

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Grâce à certains vendeurs qui n’hésitent pas à proposer des promotions redoutables, les kits solaires sont de plus en plus abordables. Le kit que nous venons de trouver en est l’exemple parfait : il donne accès à 2 000 Wc de photovoltaïque pour moins de 800 € !

Et si les soldes d’hiver étaient le meilleur moment pour investir dans un kit solaire ? Déjà, la semaine dernière, un kit de 880W nous avait fait de l’œil. Cette fois, c’est un autre vendeur qui a décidé d’exploser le tarif de l’un de ses kits.

Sur le site Mater France, pour 779 €, vous avez droit à un kit composé de :

• 4 panneaux Leapton Solar 515 Wc Bifacial de type N,
• 1 micro-onduleur Deye Sun-M200G4 de 2000W,
• 1 suivi de production Wi-Fi intégré,
• 1 câble Plug & Play de 5 mètres.

Les 4 panneaux solaires sont composés de cellules de type N dont le rendement s’élève à 23,16 %. Le fabricant propose une garantie de 25 ans. Du côté de l’onduleur, celui-ci dispose d’une garantie de 10 ans. Néanmoins, sûr de son matériel, le vendeur propose en option gratuite une extension de garantie du micro-onduleur à 25 ans.

Question fixation, rien n’est inclus pour le tarif de 779 €. En revanche, le site propose en option de nombreux systèmes de fixations, permettant une adaptation à différents types de poses.

Un kit amortissable en à peine plus d’un an ?

En combien de temps est-il possible d’amortir ce kit ? La réponse dépendra de nombreux critères comme leur implantation géographique, leur inclinaison ou encore leur orientation. Néanmoins, nous nous sommes essayés à un rapide ordre de grandeur. Selon le simulateur AutoCalSol, avec une orientation et une inclinaison idéale (30° d’inclinaison, orientation sud), il serait possible de produire environ 2 590 kWh sur l’année.

En prenant l’hypothèse que cette production peut être entièrement consommée grâce à une adaptation des habitudes de vie, il serait ainsi possible d’économiser presque 650€ sur l’année au tarif unique actuel (0,2516€/kWh). Vous l’aurez compris, à un tel prix, ce kit solaire peut être très vite rentabilisé !

L’article Ce puissant kit solaire prêt-à-brancher est à bas prix pour les soldes d’hiver 2025 est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

En 2024, l’Allemagne a franchi le cap des 100 gigawatts (GW) de capacité solaire installée. Il reste du chemin à parcourir entre les projections communiquées par l’association allemande de l’industrie solaire (BSW) et le régulateur allemand BNetzA, et l’objectif allemand à 2030, fixé à 215 GW.

Avec 17 GW de nouvelles installations en 2024, le parc photovoltaïque allemand a enregistré une croissance de 10 % par rapport à 2023. D’après les projections de l’association allemande de l’industrie solaire (BSW) et le régulateur BNetzA, le pays outre-Rhin vient de franchir les 100 GW de capacité solaire installée. Ce développement résulte principalement de l’essor des parcs solaires au sol, qui ont progressé de 40 % avec 6,3 GW d’ajouts. Désormais, ils constituent près d’un tiers des nouvelles capacités installées.

Ce dynamisme contraste, en revanche, avec le recul observé sur le segment résidentiel. L’ajout d’installations photovoltaïques domestiques, bien que majoritaires avec 38 GW de capacité totale, ont reculé de 15 % en 2024. En parallèle, les toitures commerciales ont affiché une hausse notable, avec une croissance de 25 % de nouvelles installations.

Des défis à relever pour 2030

Malgré ces avancées, le chemin vers l’objectif national de 215 GW d’ici 2030 reste semé d’embûches. Carsten Körnig, directeur général de l’association allemande de l’industrie solaire (BSW), ne manque pas de rappeler auprès de l’écho du solaire que « le prochain gouvernement fédéral devrait réduire les barrières à l’entrée du marché et garantir un cadre d’investissement attractif ». Par exemple, les systèmes « plug-and-play » séduisent les ménages allemands avec une capacité qui a doublée pour atteindre 0,7 GW en 2024.

Un autre défi clé réside dans l’intégration du solaire au réseau électrique. Lors des journées très ensoleillées, la production peut dépasser la consommation, mettant en péril la stabilité du réseau et introduisant des prix négatifs récurrents. Et l’Allemagne, qui s’est rendue dépendante des imports d’électricité depuis ses voisins, n’a toujours pas prévu de système de stockage d’énergie de très grande ampleur. En 2024, le solaire a couvert 14 % des besoins électriques allemands, contre 12 % en 2023.

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Cette année, de nombreux kits solaires sont bradés à l’occasion des soldes d’hiver 2025.  Le spécialiste des solutions solaires Mater France n’est pas en reste, avec une offre particulièrement intéressante : un kit solaire prêt à brancher composé de 6 panneaux cumulant 3 090 W de puissance et une batterie Zendure de 1,9 kWh. Câbles et micro-onduleurs sont également inclus, pour « seulement » 2 229 €, soit un prix tellement bas qu’on en vérifierait presque trois fois la facture !

Avec ses six panneaux Leapton Solar 515W bifaciaux, le kit solaire soldé par Mater France promet un rendement de 23,16 %, avec un petit bonus : il capte la lumière de l’arrière grâce à son caractère bifacial, parce que même les murs blancs de votre jardin méritent d’être utiles. Résistants à des vents de 2 400 Pa et à des charges de neige de 5 400 Pa, ces panneaux pourraient probablement survivre à une tempête ou à un mammouth sur le toit (même si ça reste à tester). Et avec 30 ans de garantie sur la production, vous pourriez presque les léguer à vos petits-enfants.

Ajoutez à cela les micro-onduleurs Deye, qui gèrent l’énergie avec un rendement de 96,5 %. Oui, 96,5 %, parce que viser 100 %, ce serait se heurter aux limites de la physique. Et n’oublions pas la batterie Zendure Hyper 2000 + AB2000S, capable de stocker 1,9 kWh d’énergie. Avec son système anti-incendie par aérosol, elle pourrait presque participer à une mission spatiale.

Avantages et inconvénients

L’avantage principal de ce kit ? Son prix. Sérieusement, à 2 229 €, c’est presque un cadeau pour un kit d’une telle puissance intégrant une batterie. L’installation est aussi simple qu’un meuble suédois : une fois fixés à leur support, il suffit de brancher les câbles… et il n’y a même pas de risque d’inverser le rouge et le noir. Avec une production annuelle estimée à  4 757 kWh, ce kit pourrait vous faire économiser 1 196 € par an selon la boutique qui le vend. De quoi financer votre café, votre abonnement streaming, ou vos bougies (pour les jours sans soleil après avoir siphonné les 1,9 kWh de la batterie incluse).

Côté inconvénients, il faut prévoir un peu de muscle : chaque panneau pèse 27,7 kg, soit l’équivalent d’un (très) gros sac de patates. Et pour les six panneaux, vous aurez besoin de deux prises dédiées. Si votre maison date du siècle dernier, il faudra probablement réviser l’électricité. Mais bon, c’est le prix pour gagner un peu en autonomie énergétique.

Une promo à saisir avant qu’elle ne parte en fumée (pas littéralement)

À 2 229 €, ce kit solaire est une affaire en or (ou en rayons UV, humour de programme informatique, ne cherchez pas). Pour ce prix, vous obtenez une solution prête à l’emploi, puissante et durable, avec des garanties qui rivalisent avec celles d’un bon mariage. Les soldes d’hiver 2025 sont le moment idéal pour investir et commencer à générer votre propre énergie. Mais dépêchez-vous, cette promo ne durera pas éternellement – contrairement à vos factures, elles.

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Un bon plan qui pourra intéresser ceux qui se chauffent au moyen de radiateurs à eau, via une chaudière à gaz, fioul ou une pompe à chaleur, par exemple. Les kits de démarrage sans fil Tado avec têtes thermostatiques sont affichés à prix cassés à l’occasion des soldes d’hiver 2025. Ces kits permettent de gérer avec précision les températures dans toutes les pièces équipées de radiateurs à eau, grâce à des têtes thermostatiques connectées, qui règlent le flux d’eau chaude automatiquement selon la consigne de votre choix.

Avec des radiateurs à eau, il est parfois complexe d’ajuster la température de chaque pièce et d’éviter les gaspillages. Il faut, en effet, tourner manuellement la petite molette de chaque radiateur, ce qui peut être contraignant. Par défaut, de nombreux utilisateurs laissent ainsi des pièces peu ou pas utilisées être chauffées en permanence. De l’énergie inutilement consommée, ce qui a nécessairement un impact sur la facture.

Pourtant, il existe une solution pour piloter la température de chaque radiateur en toute simplicité : la tête thermostatique connectée. Son installation à la place de l’ancienne tête à réglage manuel ne nécessite aucun outil. Ensuite, il suffit de régler la température de consigne via une application smartphone et la tête opère le radiateur en toute autonomie. Fini les chambres chauffées au maximum en journée alors qu’il n’y a personne.

Parmi les plus grandes marques qui conçoivent et commercialisent de tels dispositifs, on retrouve notamment Tado. Ses kits thermostatiques, déclinés en différentes versions, sont proposés à prix cassés pour les soldes d’hiver 2025, et particulièrement sa dernière version « X ».

Caractéristiques techniques du kit thermostatique Tado X

Le kit Tado sans fil comprend un thermostat central intelligent, une passerelle Internet et quatre têtes thermostatiques connectées. Voici ses principales spécifications :

• Compatibilité : Fonctionne avec la majorité des systèmes de chauffage central, notamment les chaudières gaz, fioul ou pompes à chaleur.
• Connectivité : Intégration avec les assistants vocaux comme Amazon Alexa, Google Assistant et Apple HomeKit pour une gestion simplifiée à la voix.
• Fonctionnalités avancées :
  • Géolocalisation pour adapter le chauffage selon la présence des occupants.
  • Programmation intelligente via l’application mobile Tado.
  • Analyse de la qualité de l’air intérieur et extérieur.
  • Détection des fenêtres ouvertes pour économiser l’énergie.
• Installation sans fil : idéal pour les logements où le câblage est limité ou inexistant.
• Compatibilité multizones : les 4 têtes thermostatiques permettent de contrôler indépendamment jusqu’à quatre pièces.

Avantages et inconvénients du kit thermostatique Tado X

🟢 Économies d’énergie : la programmation intelligente réduit considérablement les dépenses énergétiques. Il est possible de réduire ou couper le chauffage en journée, pièce par pièce.

🟢 Confort personnalisé : température ajustée précisément dans chaque pièce selon les besoins des occupants.

🟢 Facilité d’installation : l’absence de câblage simplifie la mise en place. Aucun outil nécessaire : il suffit de dévisser l’ancienne tête et de visser la nouvelle.

🟢 Écosystème connecté : intégration fluide avec d’autres appareils domotiques.

🟠 Prix élevé hors promotion : habituellement vendu au-delà de 500 €, ce kit représente un investissement initial important. D’où l’intérêt de l’acheter en soldes.

🟠 Dépendance à l’application mobile : la gestion complète passe par un smartphone, ce qui peut être contraignant pour certains utilisateurs. Il reste possible de régler manuellement la température sur chaque tête.

🟠 Abonnement optionnel : certaines fonctionnalités avancées nécessitent un abonnement payant.

Profiter des soldes pour économiser l’énergie sans se ruiner

En ce moment, le kit Tado sans fil avec ses 4 têtes thermostatiques bénéficie d’une réduction exceptionnelle chez Darty et Amazon. Disponible au prix de 339,99 €, contre plus de 500 € en temps normal, il représente une économie de 32 %. Ces soldes sont une opportunité idéale pour vous équiper d’un dispositif performant tout en maîtrisant votre budget. Attention, cette offre est limitée dans le temps !

Le kit Tado sans fil, grâce à sa technologie avancée et sa simplicité d’utilisation, se distingue comme un choix pertinent pour optimiser votre chauffage. Avec les soldes en cours, il devient encore plus attractif. Que vous souhaitiez réduire votre facture énergétique ou améliorer votre confort thermique, ce kit est à privilégier.

L’article Soldes d’hiver 2025 : les kits de têtes thermostatiques Tado sont bradés ! est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Qui pourra freiner l’avancée du parc éolien de Dunkerque ? Malgré les critiques et les oppositions qui s’enchaînent, le projet semble suivre son cours avec le récent avis favorable de la commission d’enquête sur le sujet. 

C’est presque une tradition : chaque projet de parc éolien offshore doit faire face à de nombreuses oppositions. Encore plus clivantes que leurs homologues terrestres, les éoliennes marines suscitent autant des espoirs de décarbonation que les craintes d’un paysage défiguré, ou d’une biodiversité altérée. Cette opposition constante aura, par exemple, fait vaciller le parc de Saint-Brieuc sans, toutefois, empêcher sa mise en service en 2024. À peine attribué, le projet AO5 Bretagne sud se retrouve, lui aussi, sous le feu des critiques.

Dans le Nord, voilà plusieurs années que le parc éolien de Dunkerque subit, lui aussi, des critiques, mais les récentes actualités ne devraient pas arranger la situation.

Les habitants du Nord ont dit non, mais la commission d’enquête dit oui

Il y a quelques mois, du 8 avril au 1ᵉʳ juin 2024, se tenait l’enquête publique portant sur le parc éolien en mer de Dunkerque. Durant ces quelques semaines, 2 882 contributeurs se sont exprimés sur le projet. Au total, l’enquête publique a réuni près de 94,4 % d’avis défavorables, contre 4 % d’avis favorables. Néanmoins, les commissaires enquêteurs ont émis un avis favorable en évoquant « l’intérêt public majeur du projet ». Pour justifier cet avis, la commission d’enquête a notamment rappelé les objectifs de neutralité carbone fixés par la France.

Les opposants représentés par l’association Vent Debout 59 ont dénoncé un manque de démocratie. Ils réclament particulièrement que l’avis des habitants de Dunkerque soit demandé pour le maintien – ou non – du projet.

La Belgique s’oppose également au projet

Malgré l’intérêt du parc à l’échelle nationale, c’est son emplacement qui concentre les critiques, notamment du fait de sa localisation dans une zone classée Natura 2000. Très proche de la Belgique, il inquiète également les maires des communes littorales belges, qui y voient un risque pour leur activité touristique. Enfin, le port d’Ostende s’oppose à l’emplacement du parc depuis 2018. Les éoliennes se situent sur la route de Dyck, une route maritime historique entre la Belgique et l’Angleterre. Si celle-ci avait été fermée en 2013, le port belge aurait pour projet de rouvrir des lignes de ferry empruntant cette voie. Face à l’absence de communication de la France sur le sujet, le port d’Ostende a décidé de saisir la justice belge.

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