Symbole d’une filière naissante, les installations intégrées au bâti ont souvent posé problème à leur propriétaire à cause de problèmes d’infiltration ou de départs d’incendie. Pour autant, cette technique de pose pourrait revenir sur le devant de la scène grâce à une meilleure maîtrise technique et technologique. 

Si on n’en voit de moins en moins, les installations solaires « intégrées au bâti » ont participé au lancement de la filière photovoltaïque en France. Entre 2006 et 2017, cette technique de pose faisait partie des critères d’éligibilité pour bénéficier des tarifs d’achat d’EDF Obligation Achat. Sur le papier, le photovoltaïque intégré au bâti (IAB) était préféré surtout grâce à son aspect esthétique, malgré un investissement initial plus élevé que la pose en surimpression, qui est désormais majoritaire.

Les pathologies d’une filière encore émergente

Mais, avec le recul des années, de nombreux professionnels du secteur ont constaté un vieillissement accéléré de ce type d’installations. Sur ces dernières, la couverture d’origine, souvent en tuile ou en ardoise, a été remplacée par un système d’étanchéité souvent plastique qui finit par se fissurer avec le temps, entraînant des problèmes d’infiltration.

Ce n’est pas tout, cette technique de pose engendre souvent une moins bonne ventilation de la sous-face des panneaux, ce qui peut entraîner des problèmes électriques importants, et même une baisse de rendement. D’ailleurs, ces problèmes ne datent pas d’aujourd’hui puisque dès 2018, l’Agence qualité construction alertait sur une plus grande sinistralité de ce type d’installations à cause de dégâts des eaux ou de départs d’incendies.

Outre les problèmes directement associés à la technique de pose, les mesures incitatives de l’État ont créé un effet d’aubaine entraînant l’émergence de nombreuses entreprises non qualifiées. Les désordres entraînant des sinistres se sont ainsi multipliés, comme l’explique un rapport d’expertise de 2013 sur le sujet.

La fin définitive de l’intégration au bâti ?

Si des propriétaires veulent rénover leur installation, ils se heurtent aujourd’hui à des problèmes administratifs, puisqu’EDF refuse de maintenir son tarif d’achat si le critère d’intégration au bâti n’est plus respecté. Or, les installateurs et assureurs ne veulent plus intervenir ou prendre en charge ces installations. D’ailleurs, les dimensions des panneaux de l’époque ne correspondent plus aux panneaux actuels, ce qui rend encore plus difficile la rénovation des installations. Seule solution : autoriser la migration vers une intégration simplifiée au bâti lors de la rénovation d’une installation.

Malgré les nombreux problèmes issus de l’intégration du photovoltaïque au bâti à la fin des années 2000, cette technique de pose semble revenir en force sous de nouvelles formes, grâce à l’évolution technologique du photovoltaïque, et à une plus grande maturité de la filière. Désormais, les techniques de pose sont mieux maîtrisées par les installateurs, et il existe désormais des produits photovoltaïques spécifique adaptés à ce type de pose comme des tuiles et ardoises. On trouve même des panneaux colorés qui permettent une meilleure intégration dans les centres-villes historiques.

L’article Elles vieillissent très mal : le gros problème des centrales solaires intégrées au bâti est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Il y en aura près de 90 000 à travers toute la France. Le gestionnaire du réseau de transports d’électricité RTE a dévoilé l’allure et les caractéristiques des nouveaux pylônes, ces grands mâts supportant les lignes à très haute tension dont le chantier coûtera 24 milliards d’euros.

Le « Trianon », le « Chat », le « Beaubourg » et même le « Muguet » : si ces petits noms ne vous disent rien, ils font pourtant partie de votre quotidien. Ils désignent les différents types de pylônes haute tension qui rythment les paysages français. La famille s’enrichit d’un nouveau modèle sobrement baptisé « pylône nouvelle génération », qui n’a manifestement pas l’honneur d’être gratifié d’une élégante appellation comme ses prédécesseurs.

Plus de 23 000 km de lignes à remplacer d’ici 2040

C’est ce modèle que le gestionnaire du réseau de transport d’électricité RTE va désormais utiliser lors des renouvellements et constructions de lignes nouvelles à très haute tension. D’ici à 2040, 23 500 kilomètres de lignes à haute et très haute tension seront remplacés, les 85 000 à 98 000 pylônes en même temps.

Le réseau est vieillissant, c’est vrai. Mais il doit aussi s’adapter notamment au réchauffement climatique et doit s’étendre. Certaines lignes construites ont plus de 80 ans et ne sont pas dimensionnées pour des températures dépassant 45 degrés : elles se dilatent et peuvent s’affaisser. Le pylône, fruit d’un appel à projet, repose sur une structure en béton dont l’emprise au sol est réduite de 30 % et est associée à de l’acier recyclé à 80 %. Son empreinte carbone sur le cycle de vie est réduite d’environ 28 % par rapport aux modèles actuels selon RTE. Sa durée de vie est estimée à une centaine d’années et ne nécessitera pas de remise en peinture régulière.

Un pylône plus cher

Le pylône se veut aussi plus simple car il est composé d’environ 200 pièces contre plus de 1 000 pour les modèles treillis classiques. Il a aussi deux fois moins de boulons. Il prend donc deux jours de moins à être monté grâce à sa standardisation et permettra d’accélérer le rythme du renouvellement : 800 km de lignes par an aujourd’hui jusqu’à 2 500 km par an à 2040. Le cahier des charges a recherché, disons, l’efficacité dans ce chantier monumental.

Inconvénient : RTE admet qu’ils sont plus chers, de 5 à 6 % par rapport aux pylônes actuels (environ 275 000 euros pour une ligne 400 kV).
Les premiers seront installés entre Aurillac et Figeac et au total 230 pylônes seront installés entre 2028 et 2032.

Pourquoi RTE ne parle-t-il pas d’enfouissement ? À très haute tension (400 kV), il est techniquement complexe sur de longues distances et jusqu’à huit fois plus coûteux selon RTE. La modernisation des lignes aériennes reste donc la solution privilégiée pour accompagner l’électrification du pays, mais elle peine à être acceptée, comme dans les Landes.

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Le parc pilote flottant Eolmed, installé au large de Port-La Nouvelle, vient d’injecter ses premiers mégawattheures dans le réseau électrique français. Il s’agit de l’un des trois projets expérimentaux éoliens flottants français sur les côtes méditerranéennes, qui préfigure le développement de parcs de grande envergure.

Après trois ans de travaux sur le quai industriel de Port-La Nouvelle (Aude), le projet pilote Eolmed franchit une étape hautement symbolique. Le parc éolien flottant, ancré à 18 kilomètres des côtes, produit depuis le 23 avril à midi, de l’électricité, directement injectée sur le réseau de transport national géré par RTE.

Cette petite ferme expérimentale est composée de trois éoliennes Vestas V-164 d’une puissance de 10 MW. Elles sont montées sur des flotteurs barge en acier de type Damping Pool eux-mêmes reliés à des ancres sur le fond marin, par une profondeur de 62 m. La production annuelle est estimée à environ 110 GWh, soit l’équivalent de la consommation de 50 000 personnes.

Dix ans de la conception à la mise en service

La première injection sera suivie d’une campagne de tests avant la mise en service officielle du parc, prévue en mai 2026. Il aura fallu une décennie entière depuis la conception du projet Eolmed jusqu’à son inauguration. Le parc fait partie des trois projets pilotes d’éolien flottant sur la façade méditerranéenne française. Le premier, Provence Grand Large (PGL), est en service depuis presque un an. Le dernier, baptisé Eoliennes flottantes du Golfe du Lion (EFGL), vient tout juste d’être raccordé au réseau électrique.

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Le gouvernement a présenté le 23 avril son plan d’électrification avec 22 mesures pour réduire notre dépendance énergétique qui coûte encore près de 58 milliards d’euros par an à la France, dont 17,4 milliards pour le gaz.

Aujourd’hui, les énergies fossiles représentent encore 58 % de la consommation finale, contre seulement 27 % pour l’électricité. L’objectif est de ramener cette part à 40 % dès 2030, fixé par la troisième programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE3), et sous les 30 % en 2035. Et pour cela, il faut électrifier. Au-delà d’un objectif écologique, c’est les prix du gaz durablement hauts qui inquiètent le gouvernement.

Les mesures liées à la crise énergétique causée par le conflit au Moyen-Orient, comme le gel de 6 milliards d’euros et les primes carburant, sont autant de dépenses temporaires qui n’ont aucun effet pour changer la dépendance. Ce sont des mesures d’atténuation.

Fin programmée du gaz dans le bâtiment

C’est dans le secteur du logement que l’annonce est la plus importante. On peut lire, dans le plan, la fin du gaz dans les constructions neuves : à partir de 2027, aucun bâtiment ne pourra en être équipé, même en appoint. À l’horizon 2030, plus aucun logement neuf ne devra consommer de gaz. C’est une révolution.

MaPrimeRénov’ change à partir du 1ᵉʳ septembre 2026 : les rénovations d’ampleur ne pourront plus conduire à conserver un chauffage au gaz. Finies donc les rénovations « hybrides », une pompe à chaleur (PAC) est plus écologique et permet de diviser par deux la facture énergétique d’un ménage.
Dans le parc social, même logique : l’éco-PLS ne financera plus aucune installation au gaz dès 2027 et les bailleurs s’engagent à ne plus installer de chaudières fossiles dans les maisons individuelles.

Les PAC ont décidément le vent en poupe, malgré leur baisse des ventes. Objectif : un million d’équipements installés d’ici 2030. Une nouvelle offre « clés en main » doit lever le principal frein, celui de l’investissement initial. Les ménages pourront financer leur installation sous forme de mensualités sur trois ans, sans avance de trésorerie, avec un coût inférieur à leur facture énergétique actuelle.

Transports : véhicule électrique à tour de bras

Le gouvernement prévoit 50 000 nouveaux véhicules électriques en location sociale dès 2026, pour les ménages modestes, avec des loyers pouvant aller sous les 100 euros par mois. Un second dispositif vise les « gros rouleurs » des classes moyennes : infirmiers, aides à domicile ou travailleurs ruraux, avec des aides à l’achat jusqu’à 7 700 euros pour compenser l’écart de prix avec les modèles thermiques. Objectif : 50 000 achats supplémentaires dès cette année.

Le soutien est tous azimuts, exemple avec les professionnels. Les aides à l’achat de véhicules utilitaires électriques pourront atteindre 9 500 euros, destinées aux poids lourds de plus de 100 000 euros. En parallèle, l’État veut accélérer le déploiement des infrastructures : le nombre de points de recharge sur le réseau routier national doit être multiplié par cinq d’ici 2035.

Limiter structurellement le gaz

Et si le réseau de gaz devenait largement payant ? Les nouveaux raccordements devront être financés par les demandeurs et ne seront plus mutualisés. C’était un avantage du gaz sur les raccordements électriques. Parallèlement, 100 « territoires d’électrification » seront lancés dès l’été 2026, avec pour mission explicite de planifier la sortie du gaz. La publicité pour les énergies fossiles sera interdite d’ici fin 2026.

Qui va financer ?

Au total, 4,5 milliards d’euros par an seront fléchés vers l’électrification d’ici 2030 en complément des 5,5 milliards déjà mobilisés. Le bâtiment captera la plus grande part avec 1,1 milliard d’euros des CEE. Le plan du gouvernement s’est partiellement inspiré des groupes de travail pilotés par les secteurs industriels. Numérique, industrie, artisanat, agriculture, tous sont représentés.

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Une nouvelle étape vient d’être franchie vers la décarbonation. En 2025, les énergies renouvelables ont produit plus d’électricité que le charbon, en particulier grâce au développement de la Chine et de l’Inde, nouveaux moteurs de la transition énergétique.

C’est une première depuis 100 ans : en 2025, les énergies renouvelables ont produit plus d’électricité que le charbon. C’est ce que le cabinet Ember a pu conclure après avoir analysé la production et la consommation de 91 pays représentant 93 % de la demande mondiale d’électricité. Cette nouvelle vient valider la dynamique exceptionnelle des énergies renouvelables, et en particulier du photovoltaïque. Sur l’année, la production solaire a augmenté de 636 TWh, soit une hausse de 30%. Plus modeste, le secteur de l’éolien a tout de même enregistré une hausse de 205 TWh, soit l’équivalent de la hausse de 2024.

Si le nucléaire fait beaucoup parler, il n’enregistre qu’une faible hausse de production, de l’ordre de 35 TWh. Enfin, l’hydroélectricité est restée stable entre 2024 et 2025. Cette hausse de production ENR a d’ailleurs suffi à compenser la forte hausse de consommation d’électricité. De ce fait, à l’échelle mondiale, la production d’électricité issue de fossiles a baissé de 0,2 %. Une baisse extrêmement faible, mais la courbe s’infléchit bel et bien.

La transition énergétique se joue en Chine et en Inde

La croissance fulgurante des énergies renouvelables se joue principalement en Chine et en Inde. À elle seule, la Chine enregistre la moitié de la hausse de production solaire avec 336 TWh supplémentaires, et plus de la moitié de la hausse de production éolienne avec 138 TWh. L’Inde prend d’ailleurs la même direction, en se positionnant à la deuxième place en termes de production éolienne.

De la même manière, le déclin des énergies fossiles se joue également en Chine et en Inde puisque les deux pays ont vu leur production d’électricité fossile baisser pour la première fois depuis plusieurs années, contrairement aux USA ou à l’Europe. Les émissions combinées issues de la production d’électricité ont chuté de 79 MtCO₂e par rapport à l’année précédente.

L’Union européenne peine à tenir la cadence

Il faut remonter à l’année 1919 pour constater une plus grande part de production d’électricité renouvelable que de charbon. À cette époque, l’or blanc, autre nom de l’hydroélectricité, connaissait un essor sans précédent. Néanmoins, le charbon a très vite repris sa place dans un monde en pleine croissance.

Si l’Europe a eu un rôle important dans le développement de l’hydroélectricité il y a 100 ans, la situation est un peu différente aujourd’hui. Le Vieux Continent consomme très peu de charbon, mais ne fait pas figure de référence pour le déploiement du photovoltaïque. Ses 60 TWh de production solaire supplémentaire font pâle figure face aux 85 TWh des USA et surtout aux 336 TWh de la Chine.

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En pleine crise des prix du gaz à cause du blocage du détroit d’Ormuz, le gouvernement veut électrifier la France à tour de bras. Il a donc missionné les ministères et les industriels pour réaliser des propositions au plus proche de leurs enjeux. Voici ce qui ressort des groupes de travail « industrie et artisanat » et « numérique ».

Cela fait quelques semaines que les industriels travaillent à faire des propositions sur ce qui est électrifiable ou non et les freins qu’ils voient dans leur activité. Lancés à l’initiative du gouvernement dans le cadre du futur plan d’électrification, les groupes de travail sectoriels — industrie, artisanat, numérique — ont remis des rapports au gouvernement.

Si une « électrification massive » est compliquée, il y a un vrai potentiel mais sa concrétisation dépend de conditions économiques, réglementaires et infrastructurelles encore loin d’être réunies. D’où le plan à venir.

Un potentiel technique répandu et accessible mais sous-exploité

L’électrification de l’industrie ne relève plus du pari technologique. Les groupes de travail estiment qu’environ 60 % des usages thermiques fossiles sont aujourd’hui électrifiables à partir de solutions matures : pompes à chaleur industrielles, chaudières électriques, fours à induction ou à arc… Ce potentiel pourrait atteindre 85 % d’ici 2035 à mesure que les innovations arrivent. En particulier, les besoins de chaleur inférieurs à 150°C (très répandus dans l’agroalimentaire, la chimie ou certains procédés industriels) sont déjà compatibles avec des solutions électriques compétitives.

Inexploité aussi car la part de l’électricité dans la consommation industrielle plafonne autour de 36 % et n’a que marginalement progressé en trente ans. L’objectif fixé par la PPE (60 % d’ici 2030) pousse à accélérer. Et ce qui pourrait faciliter l’accélération, c’est qu’un tiers des fours et chaudières à gaz ont plus de 35 ans. Il y a là une « fenêtre de tir » si les conditions économiques sont favorables (Lecornu a déjà annoncé l’interdiction des chaudières à gaz dans les logements neufs à partir de 2027), sinon cela verrouillera encore les émissions pour vingt ans.

Le problème des raccordements électriques

C’est le point qui revient le plus systématiquement dans les contributions : le raccordement. Plus de 30 gigawatts (GW) de droits d’accès ont été attribués à 220 projets industriels. Mais dans le même temps, une part importante de ces capacités est immobilisée dans des projets qui n’aboutissent pas, faute de maturité ou de financement. Les groupes de travail parlent de « projets zombies ». Il donne une impression de saturation du réseau et désorganise la planification des investissements.

Les délais de raccordement, qui peuvent atteindre plusieurs années, ne sont pas en phase avec les cycles industriels. Si le raccordement n’est pas disponible au moment du renouvellement des équipements, l’option électrique est abandonnée. Ils proposent un changement et une fin du « premier arrivé, premier servi ». Remplacé par « premier prêt, premier servi ». Autrement dit, prioriser les projets matures.

Autre proposition intéressante : développer des zones industrielles « électriquement prêtes », où les infrastructures seraient dimensionnées en amont, comme ce qui existe à Dunkerque ou Fos.

Le prix global de l’électricité

Oui, la France a un avantage compétitif par rapport à ses voisins européens (un mix électrique décarboné à 95 % et des prix de gros de 55 €/MWh pour 2027. Mais c’est pas un élément suffisamment déclencheur. Les industriels raisonnent en coût complet qui intègre non seulement le prix de l’énergie, mais aussi les coûts de réseau (TURPE), la fiscalité, les mécanismes de flexibilité et la volatilité des marchés. Par exemple, la fiscalité pénalise aujourd’hui l’électricité par rapport au gaz, notamment via l’accise. Ils avancent donc une baisse de la fiscalité électrique, l’ouverture des recettes de l’ETS aux industries électro-intensives et le développement de contrats de long terme.

Ces PPA permettent de sécuriser les prix sur 5 à 10 ans et de se couvrir contre la volatilité des prix. Enfin, les industries veulent une modification des dispositifs de soutien public. Aujourd’hui centrés sur les Capex, ils devraient davantage intégrer les Opex.

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Avec sa nouvelle gamme SolarFlow Mix, lancée le 22 avril en Europe, le fabricant chinois Zendure débarque sur le segment des grandes batteries résidentielles. Il propose trois modèles dotés d’une capacité de 8 kWh avec des puissances d’entrée solaire et de sortie AC élevées, à des prix particulièrement bas.

Le dynamisme des fabricants chinois de batteries domestiques tout-en-un est impressionnant. Il ne se passe pas un mois sans lancement d’un nouveau produit. Parmi les dernières annonces, Zendure vient de commercialiser en France, Allemagne, Pays-Bas, Belgique et Suisse une nouvelle gamme Solarflow Mix, des batteries résidentielles de grande capacité à prix plutôt maîtrisés. Elles s’ajoutent aux plus petites batteries plug and play modulaires empilables déjà proposées par la marque basée à Shenzhen.

La série Solarflox Mix est déclinée en trois versions disposant toutes de 8 kWh de capacité de stockage, extensibles jusqu’à 50 kWh pour certaines, et montées sur roulettes. Dans le haut du tableau, on retrouve la 4000 Mix Pro, la plus polyvalente, qui s’adresse aux foyers qui consomment environ 7 000 kWh d’électricité chaque année. C’est la seule à intégrer des entrées solaires MPPT jusqu’à 8 kW.

La SolarFlow 4000 Mix AC+ vise les maisons équipées d’une installation solaire avec onduleur existante, en toiture. Enfin, la SolarFlow 3000 Mix AC+, la plus compacte, cible les petits foyers et les usages mobiles (chantiers, évènements en plein air, camping…). Retrouvez ci-dessous les caractéristiques techniques communiquées par Zendure.

Caractéristiques techniques de la gamme Zendure Solarflow Mix

Des batteries pour optimiser l’autoconsommation solaire

Alors que les tarifs d’obligation d’achat par EDF OA sont réduits à peau de chagrin, il devient indispensable d’autoconsommer au maximum sa production afin de rentabiliser une centrale photovoltaïque. C’est tout l’intérêt de ces batteries, qui permettent d’augmenter le taux d’autoconsommation solaire grâce à leurs caractéristiques techniques dopées.

La capacité de stockage élevée (8 kWh) peut absorber davantage de production photovoltaïque excédentaire et leur puissance de sortie accrue (3 à 4 kW selon la version) peut répondre à une grande part de la demande : four, pompe à chaleur et même recharge lente d’un véhicule électrique.

Au-delà de la gestion solaire, les Solarflow Mix optimisent également les charges et décharges en fonction des prix de l’électricité. Que l’on ait un contrat classiques heures pleines / heures creuses ou à tarification dynamique, le système Zenki développé par Zendure promet de stocker l’électricité lorsqu’elle est moins coûteuse pour la restituer aux horaires où les prix sont élevés.

C’est un moyen supplémentaire pour amortir l’investissement, qui s’élève tout de même à 2 879 € pour la 4000 Mix Pro, 2 399 € pour la 3000 Mix AC+ et à 2 039 € pour la 3000 Mix AC+, hors coûts d’installation. A noter qu’en Allemagne, la gamme est vendue nettement moins chère puisqu’il existe une TVA à 0 % pour le stockage résidentiel.

Une durée de vie utile de 15 ans

Comme les autres batteries Zendure, la gamme Solarflow Mix est conçue autour d’un épais boîtier en métal. Le système est donc à priori robuste. Il bénéficie d’une certification IP65 et peut fonctionner par des températures extérieures de -20 à +55 °C. Les émissions sonores seraient faibles : 25 dB. Surtout, les batteries résisteraient à 10 000 cycles de charge, soit une durée de vie d’environ 15 ans selon le fabricant. Selon le type d’installation, elles peuvent également agir comme un groupe électrogène de secours, en basculant l’alimentation en 10 millisecondes en cas de coupure de réseau.

Voir la gamme Solarflow Mix sur le site de Zendure ↗️

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Dans un contexte où le soutien financier de l’État envers les installations photovoltaïques ne cesse de baisser, le tarif des premiers contrats d’achat d’électricité, datant d’il y a 20 ans, a de quoi laisser rêveur. Si cette ère est désormais révolue, la majorité de ces contrats sont encore effectifs, et rapportent des sommes astronomiques à leurs propriétaires tout en vidant les caisses de l’État. 

À l’heure actuelle, le déploiement des panneaux solaires explose un peu partout dans le monde du fait de leur facilité d’installation, mais aussi de leur prix en quasi-chute libre depuis des dizaines d’années. Rien que sur l’année 2024, presque 600 GW de nouvelles installations ont été mises en service, pour une puissance mondiale cumulée de 2,2 TW.

Mais la situation n’a pas toujours été aussi rayonnante pour le photovoltaïque. Avant l’an 2000, ce mode de production d’électricité était anecdotique, pour ne pas dire inexistant. Pour inverser la tendance, la France a décidé d’inclure les énergies renouvelables dans sa programmation pluriannuelle de l’énergie publiée en 2000. Celle-ci instituait alors un dispositif d’obligation d’achat de l’électricité produite, associé à un tarif réglementé pour une durée de 20 ans. Pour en profiter, une seule condition : que la puissance de la centrale soit inférieure à 12 MW. Dans ce cadre, un arrêté tarifaire fixant les prix d’achat a été mis en application dès 2002. À la lumière de 2026, ces tarifs ont de quoi faire bondir.

Jusqu’à 0,55 € le kilowattheure : le pactole touché par les pionniers du solaire

En effet, en métropole, les installations non intégrées au bâti bénéficiaient d’un tarif d’achat de 300 €/MWh. Pour les centrales intégrées au bâti, ce tarif passait même à 550 €/MWh, soit 0,55 €/kWh ! La chute est brutale, quand on compare ce tarif à celui récemment envisagé de 0,011€/kWh.

Pour illustrer la baisse de soutien public aux installations photovoltaïques, convenons d’une centrale de 3 kWc située dans la région lyonnaise. Selon le site AutoCalSol, une telle centrale classiquement orientée vers le sud permettrait la production de 3 888 kWh par an. En considérant un taux d’autoconsommation de l’ordre de 30%, on obtient un revenu cumulé sur 20 ans de 29 942 € dans les conditions de 2006, et de 598 € dans les conditions potentielles de 2026.

Une évolution du prix de rachat qui suit celle des panneaux photovoltaïques

Si la différence est colossale, rappelons tout de même que le prix des cellules photovoltaïques a lui aussi chuté. Selon l’Energy Institute, le prix des panneaux est ainsi passé de 4,79 $/Wc en 2006 à seulement 0,26 $/Wc en 2022. Cela représente une baisse de 94 %, encore plus grande que la baisse du tarif d’achat de l’électricité.

Pour autant, ce tarif d’achat pèse lourd sur la trésorerie nationale. En effet, les 235 000 contrats souscrits entre 2006 et 2009, et bénéficiant de ces tarifs très avantageux, coûtent chaque année environ 2 milliards d’euros à l’État, soit 40 milliards d’euros sur la durée totale des contrats. En 2020, cela représentait 30 % des charges du service public liées aux énergies renouvelables, pour seulement 5 % de leur production.

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Les présidentielles avancent à grands pas. Pour espérer faire de la décarbonation un sujet majeur, le groupe de réflexion Shift Project, fondé par Jean-Marc Jancovici, vient de dévoiler des chantiers indispensables à la réussite de la transition énergétique. Si rien ne surprend, ce travail de fond a le mérite de poser des bases solides pour les débats qui devraient rythmer les 12 prochains mois. 

À un an de la prochaine élection présidentielle, le Shift Project, think tank fondé par Jean-Marc Jancovici, veut placer la transition environnementale au cœur du débat politique. Dans ce contexte, il vient de publier la première partie d’un programme appelé « Plan robuste pour l’économie française ». Dans les grandes lignes, ce premier rapport décrit 20 chantiers à mener dès le début du prochain quinquennat pour permettre à la France de respecter son objectif zéro carbone d’ici 2050.

Selon le think tank, malgré une trajectoire récente bien en deçà des standards espérés, l’objectif est toujours atteignable, mais il va falloir tout faire immédiatement et simultanément. Comprenons que le défi est immense. Ces 20 chantiers s’articulent autour de six thématiques principales, à savoir le transport, le logement, le numérique, l’industrie, l’agriculture et enfin l’énergie. En voici le contenu dans les grandes lignes :

Transports

• Déployer massivement le vélo,
• Étendre les transports en commun,
• Généraliser la voiture électrique « sobre »,
• Massifier le train passagers,
• Décarboner le secteur aérien,
• Relancer le fret ferroviaire,
• Électrifier les poids lourds.

Logements

• Massifier la rénovation des logements,
• Déployer les pompes à chaleur.

Numérique

• Maîtriser le déploiement des centres de données.

Industrie

• Produire de l’acier bas carbone en France,
• Massifier la production d’hydrogène bas carbone,
• Capter, stocker et valoriser le CO2 industriel résiduel.

Agriculture

• Transformer la gestion de l’azote dans les systèmes agricoles et alimentaires,
• Permettre le maintien et la transition vers des systèmes d’élevages résilients et bas carbones,
• Préserver et étendre les puits de carbone naturels, agricoles et forestiers.

Énergie

• Développer l’éolien et le photovoltaïque,
• Prolonger le nucléaire historique, lancer le nouveau nucléaire,
• Déployer les bioénergies de manière soutenable.

L’électrification des usages, un passage obligé

À la lecture de ces grands projets, rien n’est particulièrement surprenant, il s’agit de thématiques qui reviennent fréquemment dans les débats quand on évoque la décarbonation du pays. Comme déjà avancé par le gouvernement actuel, l’électrification des usages prend une grande part dans ces chantiers. En réalité, ce programme se distingue notamment du précédent programme présenté par le Shift Project en prenant plus en compte l’instabilité géopolitique mondiale et l’intérêt de cette décarbonation pour redonner à la France une plus grande indépendance.

Le Shift Project rappelle ainsi que la France et l’Europe sont particulièrement exposées aux crises sur les énergies fossiles, puisqu’elles en dépendent énormément. C’est particulièrement flagrant actuellement, avec la guerre en Iran, et c’était également le cas avec la guerre en Ukraine. Une électrification massive des usages le plus rapidement possible atténuerait cette mécanique.

Surtout, le rapport dévoilé insiste sur l’urgence de lancer ces grands projets pour espérer réussir la décarbonation de l’Hexagone. Sans mise en application rapide et simultanée de ces projets, l’objectif zéro carbone d’ici 2050 semble hors d’atteinte. Au-delà de ces 20 chantiers, le Shift Project compte publier l’ensemble de son plan robuste pour l’économie française en octobre prochain.

L’article Voiture électrique, train, nucléaire : les 20 projets de Jean-Marc Jancovici pour décarboner la France est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Symbole de la décarbonation des logements, la pompe à chaleur peine à maintenir la croissance amorcée début 2020. Entre 2024 et 2025, les chiffres de vente ont stagné, la faute à un contexte économique peu favorable et à des aides publiques instables.

Indispensables alliées de la transition énergétique, les pompes à chaleur ont la lourde responsabilité de permettre la décarbonation des logements français. Mais tout comme pour les émissions à l’échelle du pays, les résultats des années 2024 et 2025 montrent une stagnation du nombre d’installations plutôt qu’une véritable hausse.

Selon un rapport d’Observ’ER, en 2025 se sont vendues 941 250 PAC air/eau ou air/air dans l’hexagone, soit seulement 3 000 de plus que sur l’année 2024. Les années 2024 et 2025 mettent un terme à une hausse constante du nombre de PAC installées par an, avec l’année 2023 en point culminant et près de 1 167 970 PAC vendues.

Selon les professionnels du secteur, cette baisse coïncide non seulement avec un contexte économique compliqué pour les particuliers qui n’ont pas la possibilité d’investir, mais également avec l’instabilité des aides gouvernementales. Rappelons que le guichet MaPrimeRénov’ a été mis en pause à plusieurs reprises, notamment pendant l’été 2025. Le nombre de PAC air/air monosplit installées en 2025 est inférieur aux chiffres de vente de l’année 2020 !

La géothermie reste confidentielle pour les particuliers

Malgré son potentiel, le marché de la PAC géothermique reste stable depuis près de 10 ans après un pic d’installations en 2021. Avec 3 140 unités installées en 2025, ce type de chauffage reste anecdotique à l’échelle du pays. Technologiquement, l’intérêt de la géothermie est très élevé. Néanmoins, son coût d’investissement la rend peu accessible à la majorité des foyers, ce qui explique sa confidentialité.

Les chaudières fossiles, encore deuxièmes en termes de part de marché

Pour finir, dans son rapport, Observ’ER a notamment fait le point sur le marché des systèmes de chauffage central individuel, et les résultats sont pleins d’enseignements. D’abord, les PAC dominent largement le tableau avec près de 68,3 % des nouveaux équipements, dont 55,1 % pour les PAC air/air, aussi appelés climatiseurs réversibles. Mais on constate également que les chaudières fonctionnant aux énergies fossiles conservent une place prépondérante avec 30,7 % de part de marché. Ce chiffre en dit long sur le travail à effectuer pour la décarbonation réelle des modes de chauffage des logements en France.

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Zéro tonne de CO₂. Voici les émissions de l’étage central du Space Launch System (SLS), le lanceur américain qui a propulsé des astronautes vers la Lune pour la première fois depuis plus de 50 ans. Pour autant, derrière ce chiffre se cache une réalité plus complexe, loin d’être décarbonée.

En regardant les images du décollage de la mission Artémis II, difficile de croire que le nouveau lanceur américain, répondant à l’acronyme SLS, n’a émis aucun CO₂ mis à part via ses deux boosters additionnels. Et pourtant, l’étage central de cette fusée de presque 100 mètres de haut n’en a pas émis pour la simple et bonne raison qu’il fonctionne à l’hydrogène ! En concevant son nouveau lanceur, la NASA a, en effet, choisi 4 moteurs-fusée de type RS-25 qui équipaient les navettes spatiales, et qui ont la particularité de consommer de l’oxygène et de l’hydrogène liquide. Ce mélange affiche une efficacité énergétique remarquable avec une impulsion spécifique élevée.

Dans le cas de la mission Artemis II, le SLS a embarqué environ 143 tonnes d’hydrogène liquide, de quoi fournir une poussée constante pendant près de 8 minutes et ainsi permettre au vaisseau Orion de prendre la direction de la Lune. Pendant l’ascension, la combustion de l’hydrogène et de l’oxygène a généré plus de 1200 tonnes de vapeur d’eau. Pour autant, impossible de qualifier ce vol de neutre pour l’environnement.

L’hydrogène en question a été obtenu par des procédés industriels standard, à savoir le vaporeformage du méthane, une technique gourmande en énergie, et très émettrice de CO₂. Selon le consultant Greenly, la production et la liquéfaction de cet hydrogène auraient émis plus de CO₂ que les émissions directes de la mission Apollo 8, utilisant pourtant du kérosène. Aux 1979 tonnes de CO₂ émises pendant le voyage Apollo 8, Artemis II a émis plus de 2100 tonnes de CO₂.

L’hydrogène, un carburant potentiellement écologique mais difficile à maîtriser

Le recours à l’hydrogène liquide laisse tout de même entrevoir un avenir de la conquête spatiale moins carboné grâce au recours à de l’hydrogène vert. Néanmoins, la route est encore très longue avant d’y parvenir. Malgré un potentiel très élevé, l’utilisation d’hydrogène liquide est d’une très grande complexité, ce qui a déjà causé des retards lors de la première mission Artemis. Cette complexité tient aux caractéristiques de l’hydrogène, plus petit atome connu qui est d’une extrême volatilité. De ce fait, les fuites sont fréquentes et difficiles à éviter. En parallèle, sa liquéfaction est le seul moyen d’atteindre une densité intéressante. Mais elle n’est atteignable que dans des conditions de froid extrême, et nécessite un refroidissement à une température de -253 degrés Celsius.

Compte tenu de ces particularités, pour faire le plein du SLS, la NASA a dû mettre au point un système extrêmement sophistiqué avec des réservoirs cryogéniques situés au pied du pas de tir. Les réservoirs du SLS ne sont remplis qu’au dernier moment pour éviter que l’immense majorité de l’hydrogène liquide ne se réchauffe, tandis que des soupapes dédiées permettent d’évacuer la part d’hydrogène qui s’est évaporée. D’ailleurs, ces difficultés ont participé à retarder le lancement d’Artemis II de plusieurs mois.

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Si la production d’électricité à partir du vent est bien décarbonée, l’impact environnemental du secteur de l’éolien offshore est loin d’être neutre, notamment à cause des matériaux nécessaires à leur construction. Le fabricant européen Siemens Gamesa travaille d’arrache-pied pour réduire cet impact, et montre ses avancées à travers le plus grand parc du Danemark : Thor. 

En apparence, le parc éolien Thor, situé au large du Danemark, n’a rien de particulier. Il fait partie de ces nombreux projets offshore qui dépassent le GW de puissance grâce à des turbines avoisinant les 15 MW. Dans le détail, ce parc, porté par RWE et le Norges Bank Investment Management (NBIM), est composé de 72 éoliennes Siemens Gamesa SG 14-236 DD, et devrait être inauguré en 2027. D’ailleurs, le chantier avance à bon rythme, puisque la sous-station est en place et toutes les fondations ont été réalisées, tandis que la première turbine a été installée début mars.

Pourtant, ce parc éolien a une particularité qui préfigure peut-être l’avenir de l’éolien offshore : ses éoliennes sont en partie composées de mâts en acier à faible impact CO2, et de pales de rotor recyclables.

Économie circulaire et industrialisation décarbonée

Principale matière première d’une éolienne en termes de poids et de volume, l’acier affiche une empreinte carbone importante du fait de son procédé de fabrication. Selon des statistiques du gouvernement, une tonne d’acier produite dans une aciérie traditionnelle génère 1,8 tonne de CO₂. Face à ce constat, et pour améliorer le bilan carbone de ses éoliennes, Siemens Gamesa a lancé la GreenerTower, un mât d’éolienne composé d’acier bas carbone. Cet acier répond à une certification qui indique un maximum de 0,7 tonne d’émission d’équivalent CO₂ par tonne d’acier, tout en conservant les propriétés et la qualité de l’acier. Sur le parc Thor, on retrouve 36 mâts GreenerTower. Cette initiative permettrait de réduire de 20% les émissions de CO2 associées à la construction de ce parc.

En parallèle, Siemens Gamesa travaille également sur la recyclabilité de ses pales d’éoliennes. En temps normal, les matériaux composites qui les composent sont parfois difficiles à recycler, mais le fabricant hispano-allemand a trouvé la parade en utilisant une résine spécifique. La structure chimique de cette dernière permet de la séparer plus facilement des autres matériaux, et donc d’en permettre le recyclage. Sur le projet Thor, on parle de 120 pales recyclables, soit 40 turbines.

Réduire l’impact carbone de l’éolien

Ces avancées vont permettre de réduire le bilan carbone déjà très bon de l’éolien offshore. Selon la base Empreinte de l’ADEME, l’éolien offshore émettrait entre 10 et 15 gCO₂eq/kWh contre un peu moins de 50 gCO₂eq/kWh pour le photovoltaïque. Seul l’éolien terrestre et le nucléaire font mieux avec un peu moins de 9 gCO₂eq/kWh pour le premier et entre 1,21 et 3,7 gCO₂eq/kWh pour le nucléaire selon les dernières estimations du CEA et d’EDF.

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Chez Révolution Énergétique, on adore mettre en avant l’ingéniosité et le savoir-faire de bricoleurs passionnés qui n’hésitent pas à expérimenter pour trouver leur propre solution de production d’énergie décarbonée. Marc Nering rentre parfaitement dans cette catégorie. Jeune retraité, ce Canadien a réinventé la roue à aube pour obtenir une électricité propre, prévisible, et presque illimitée chez lui.

Marc Nering a l’énergie hydraulique chevillée au corps ! Ancien manager dans le secteur de l’hydroélectricité, il a voulu se retirer en plein cœur de la Colombie-Britannique pour y passer ses vieux jours. Mais le flot continu de la Cheakamus River, située en bas de son jardin, lui rappelait quotidiennement qu’une immense quantité d’énergie restait ici inexploitée. C’est en tombant sur un guide datant du XIXᵉ siècle sur la construction des moulins à eau qu’il a décidé de se lancer, et tenté de fabriquer sa propre roue à aube.

Fort de cette inspiration et de son expérience dans l’industrie lourde, il a appris à souder l’aluminium pour construire une roue de 3 mètres de diamètre pour 1 mètre de large. D’abord imaginée comme une pompe à spirale pour irriguer ses terrains, Marc Nering l’a finalement associée à un alternateur pour alimenter sa maison. Cette installation lui permet de produire quotidiennement presque 36 kWh d’électricité grâce à la régularité du courant.

10 ans d’innovations et de modifications

Avec sa microcentrale mise en place en 2017, Marc Nering n’a pas atteint la perfection du premier coup, et ne cesse d’améliorer son installation. Parmi les modifications les plus conséquentes, on peut citer le recours à des roulements en bois, plutôt qu’à des roulements traditionnels. À cause de l’humidité permanente, ces derniers avaient la fâcheuse tendance à rendre l’âme en quelques mois seulement. Le retraité a donc fait appel à Lignum Vitae, une société américaine spécialisée dans la fabrication de roulements lubrifiés par l’eau grâce à leur composition en bois de gaïac. Extrêmement dense, ce bois servait aussi bien à la fabrication de jambes de bois que d’essieux ou encore de paliers pour les arbres d’hélices de bateaux. Il est encore utilisé dans certaines centrales hydroélectriques.

Parmi les autres innovations de sa microcentrale, Marc Nering envisage notamment de remplacer la courroie de transmission par une chaîne, ou encore de mettre en place un système automatique d’ajustement de la hauteur. Ce système est encore manuel, ce qui oblige son propriétaire à l’ajuster en fonction de la météo.

Des pays en développement intéressés

Tenant à son temps libre, Marc Nering n’envisage pas de commercialiser sa centrale. Dans une interview pour le magazine américain Hydro Leader, il a notamment expliqué que son installation ne serait jamais aussi avantageuse que l’électricité du réseau, d’un point de vue financier. En revanche, elle reste une solution intéressante pour les communautés hors réseau et les pays en développement.

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Si vous comptiez installer des panneaux solaires pour vendre votre production, sachez c’est plus que jamais un mauvais plan. Comme l’année dernière à la même période, le gouvernement envisage de réduire drastiquement le soutien aux petites centrales solaires, impactant directement les particuliers. 

Ça bouge encore, du côté des aides de l’État concernant les petites installations solaires. Quelques semaines après que Roland Lescure et Maud Brégeon aient évoqué une modification du guichet ouvert pour les installations de moins de 100 kilowatts-crête (kWc), un texte vient d’être présenté au Conseil supérieur de l’énergie (CSE). Celui-ci prévoierait une énième baisse du tarif d’achat par EDF OA du surplus de production des petites installations solaires.

Actuellement, ce tarif est fixé à 0,04 €/kWh pour les installations comprises entre 0 et 9 kWc, et 0,047 €/kWh pour le segment 9 kWc – 100 kWc. Selon le texte en question, il pourrait tomber à 0,011 €/kWh pour toutes les installations de moins de 100 kWc, à condition que les prix de marché soient positifs. Rappelons qu’avant le 27 mars 2025, ce tarif était fixé à 0,1269 €/kWh pour les centrales de moins de 9 kWc. Cela représente une potentielle baisse totale de 91 % en à peine plus d’un an !

D’ailleurs, le texte prévoit également un tarif de soutien nul en cas de prix négatifs sur le marché, et même une suppression de la prime à l’autoconsommation ! Celle-ci est actuellement de 80 €/kWc installé pour les installations de moins de 9 kWc, alors qu’elle était, avant mars 2025, fixée entre 160 € et 210 € en fonction de la taille de la centrale.

Limiter le pic de production électrique du solaire ?

Cette nouvelle réduction des aides risque d’entraîner un coup d’arrêt du déploiement du photovoltaïque chez les particuliers, et ce n’est peut-être pas un hasard. À mesure que les capacités de production solaire augmentent, on observe un pic de production en milieu de journée qui pourrait à terme conduire à des déséquilibres de réseau si rien n’est fait, et d’augmenter la récurrence des prix négatifs. Seules solutions face à cette surproduction solaire : augmenter la consommation électrique ou stocker le surplus d’énergie.

Or, la consommation électrique française n’augmente toujours pas, et les dispositifs de stockage de l’énergie sont encore peu nombreux sur le territoire national. D’ailleurs, d’un point de vue réseau, encourager l’autoconsommation revient à réduire la consommation, et ne permet donc pas de compenser une éventuelle surproduction. Compte-tenu de cette situation, ralentir le déploiement des installations solaires non pilotables devient l’une des rares solutions immédiates permettant de limiter les risques de surproduction.

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Produire des briques sans émettre de CO₂, voilà en résumé l’ambition de l’entreprise Wienerberger pour son site anglais de Denton. Le leader mondial de la terre cuite s’apprête à convertir l’une de ses usines à l’hydrogène vert. Ce projet préfigure la difficile décarbonation d’un secteur industriel qui repose sur la production de chaleur pour la cuisson de ses produits.

Une usine de production de briques, située dans la banlieue de Manchester, vient d’obtenir un financement de 6 millions de livres sterling (6,9 millions d’euros) pour convertir ses deux fours tunnels à l’hydrogène. Objectif : se passer du gaz naturel pour réduire drastiquement les émissions de CO₂. Le projet est loin d’être modeste, car il va falloir remplacer les 224 brûleurs des deux fours, créer une infrastructure d’approvisionnement en hydrogène, et mettre à niveau le système électrique du site. En revanche, l’intégrité structurelle des fours ne devrait pas être modifiée. Il s’agira de la première usine de brique à hydrogène à l’échelle commerciale dans le monde.

L’hydrogène vert utilisé proviendra du projet Tafford Green Energy, qui consiste à produire de l’hydrogène grâce à un processus d’électrolyse de l’eau. L’électricité utilisée pour produire cet hydrogène sera issue de sources d’énergies renouvelables, à savoir du solaire et de l’éolien. D’une puissance initiale de 20 MW, le projet devrait atteindre, à terme, 200 MW. L’hydrogène sera acheminé jusqu’à l’usine par remorques.

L’usine devrait entièrement fonctionner à l’hydrogène à partir de l’automne 2028. Cette conversion devrait éviter les émissions de plus de 11 000 tonnes de CO₂ par an.

Décarboner la production de briques et de tuiles

Les initiatives se multiplient pour tenter de décarboner l’industrie des briques et des tuiles, mais la tâche est loin d’être simple. Pour obtenir leur résistance, ces matériaux nécessitent une cuisson de longue durée (24 heures) à des températures frôlant les 1000 °C. Pour tenter d’en réduire l’impact, certains mettent en place des systèmes de récupération de la chaleur fatale, tandis que d’autres comptent sur la capture du CO2.

En France, un projet de cuisson à l’hydrogène a été mené par l’ADEME, et a montré que cette technologie n’avait pas d’impact sur la qualité des briques fabriquées, en comparaison au gaz naturel. En revanche, un problème demeure avec cette solution : le prix de l’hydrogène vert. Dans la conclusion de son rapport en 2025, l’ADEME a ainsi indiqué que « le coût de ce vecteur énergétique reste très élevé pour envisager son usage à l’échelle industrielle dans la conjoncture actuelle sans soutien financier local, national ou européen ». Et si la solution à ce problème était située en Moselle, grâce à ses sous-sols riches en hydrogène naturel ?

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La Commission de régulation de l’énergie (CRE) a approuvé un accord entre RTE et EDF autorisant le gestionnaire de réseau à imposer le maintien en fonctionnement de réacteurs nucléaires pour des besoins de régulation de tension, hors marché.

Outre la production d’électricité, il existe également un marché dédié à la régulation de la fréquence. Les réserves primaire (FCR), secondaire (aFRR) et tertiaire (mFRR) permettent, par ordre de rapidité d’activation, le maintien de la fréquence à 50 Hz. Mais pour la tension (en volts), il n’y a pas de marché similaire, ou du moins le marché d’ajustement n’est pas suffisant. Et cela pose un problème à la CRE au vu de l’évolution du mix électrique.

La modulation du nucléaire, ou l’art de jongler entre les contraintes techniques d’exploitation et le vieillissement (non prouvé à ce jour) pour optimiser la vente d’électricité. Avant, le nucléaire servait en production de base, relativement constante au fil des heures. Désormais, avec la cloche solaire du midi et le flux des vents, EDF optimise sa production pour s’écarter des périodes de prix bas, au moment où les énergies renouvelables produisent et font baisser l’ordre de mérite, et produire lors des pointes de consommation.

La CRE s’est toutefois rendue compte d’un problème auquel le marché seul ne répond pas. EDF n’a plus de vraie incitation à produire en même temps que les renouvelables pour réguler la tension avec ses machines tournantes (turbines à vapeur). La CRE doit alors trouver une solution, avec le gestionnaire du réseau RTE, pour pousser à EDF et revenir partiellement à une logique technique d’exploitation du réseau.

Éolien et solaire peinent à réguler la tension

Contrairement aux centrales nucléaires ou thermiques, les installations éoliennes et photovoltaïques, majoritairement raccordées via des onduleurs, contribuent peu à ce service système. Or, l’instabilité de la tension peut entraîner des déconnexions d’équipements, voire des incidents en chaîne, comme le black-out espagnol que le régulateur français a en tête.

Dans sa délibération, la CRE valide ainsi un dispositif d’« imposition de puissance à l’injection » permettant à RTE de réserver à l’avance certaines unités de production. Concrètement, EDF pourra être contraint de maintenir des réacteurs en fonctionnement, y compris en période de prix négatifs, non pour produire de l’électricité mais pour fournir un service de régulation de tension.

Une légère hausse des factures à prévoir ?

Ce nouveau cadre va au-delà du mécanisme d’ajustement existant, jugé insuffisant car limité à des activations de court terme. L’échelle d’activation est beaucoup moins rapide que les ENR, par exemple, qui ajustent suivant les toutes dernières prévisions météo avant livraison effective.

La question de la rémunération questionne. La CRE valide une compensation couvrant le manque à gagner d’EDF : l’indemnisation correspondra à l’écart entre les revenus effectivement perçus sous contrainte et ceux qu’aurait générés une exploitation sans intervention de RTE. Ce coût sera répercuté sur le Turpe et ne devra pas, selon les mots de la CRE, être abusif.

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Le Sénat a adopté, le 13 avril, la proposition de loi relative à l’hydroélectricité, suivant le compromis entre l’État et la Commission européenne. Le texte prévoit la bascule du régime de concession vers un régime d’autorisation pour les installations existantes en mettant à la concurrence une partie des barrages.

Après l’Assemblée nationale, le Sénat valide la proposition de loi relative à l’hydroélectricité, visant à sortir les barrages sous le régime de la concession d’une impasse qui dure. Il ne reste plus qu’à s’accorder en commission mixte paritaire, entre les deux chambres. Cela devrait être une formalité.

L’article 1ᵉʳ acte la transformation juridique des concessions hydroélectriques en autorisations administratives sans remise en concurrence systématique des ouvrages. Cela permet de satisfaire Bruxelles et de garder une grande partie des barrages publics. La réattribution aux concessionnaires devrait permettre de relancer les travaux de rehausse, de modernisation et des stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) comme les 500 millions d’euros qu’EDF s’apprête à investir à Montézic.

La sûreté des ouvrages et la gestion hydrologique préservés

Ces nouvelles autorisations contiendront des critères de performance, de sûreté des ouvrages et de gestion hydrologique ainsi que des prescriptions relatives à la continuité écologique. Quand plusieurs exploitants opèrent sur une même vallée, l’ensemble doit être coordonné. Le Sénat s’est particulièrement focalisé sur les articles fiscaux et concurrentiels. L’article 8 redéfinit le régime des redevances et de l’imposition forfaitaire des entreprises de réseaux (IFER) applicable aux ouvrages hydroélectriques.

Plusieurs amendements ont été adoptés afin de neutraliser les effets de la réforme pour les collectivités territoriales : fléchage d’une part des redevances vers les établissements publics de bassin, mécanismes de compensation pour les pertes de recettes et révision de la clé de répartition de l’IFER entre communes et départements.

40% de la production soumise à la concurrence

L’article 12 organise la mise à disposition sur le marché d’une fraction de la production hydroélectrique d’EDF afin de corriger la position dominante de l’opérateur historique, une critique qui était adressée par Bruxelles. Le dispositif initial, qui fixait un plafond de 6 gigawatts (GW) de capacités mises aux enchères, a été réécrit pour coller à l’accord gouvernement-Bruxelles avec un objectif exprimé en volume relatif : au moins 40 % de la production hydroélectrique devra être proposée via des mécanismes d’enchères avec une clause de révision quinquennale.

C’est une question de compatibilité du dispositif avec le droit européen. Les modalités opérationnelles – calendrier, produits mis aux enchères, rôle de la CCRE – devront être précisées par voie réglementaire. Adopté en séance publique, le texte va aller en commission mixte paritaire et devrait être définitivement adopté.

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Le fabricant chinois Fossibot vient de lancer la commercialisation de la F1800, une batterie portable d’un petit kilowattheure dans un format particulièrement compact et léger. Pensée aussi bien pour les vanlifers que pour les bricoleurs, elle propose une solution économique en proposant des caractéristiques limitées à l’essentiel.

La station d’énergie portable est devenue en quelques années un accessoire très prisé par les nomades et particuliers souhaitant s’affranchir des prises électriques pour faire fonctionner leurs appareils en-dehors de la maison. Dans un marché en pleine effervescence, Fossibot entend tirer son épingle du jeu avec le F1800, un nouveau modèle qui mise sur la compacité, la polyvalence et un prix agressif.

Fiche technique de la Fossibot F1800

Un petit kilowattheure dans moins de douze kilos

C’est sans doute l’argument le plus percutant du F1800, avec son prix : peser 11,25 kg tout en embarquant une capacité de 1 024 Wh. La puissance de sortie AC 230 V atteint 1 800 W à travers deux prises, avec une pointe à 3 600 W capable d’absorber les démarrages gourmands d’un réfrigérateur ou d’une machine à café. Autre atout discret mais appréciable : un niveau sonore inférieur à 35 décibels, en deçà de la moyenne du secteur, qui garantit une cohabitation paisible dans une pièce de vie.

Fossibot affirme avoir conçu le F1800 avec une double vocation. Sur le terrain, la station espère séduire les campeurs, les voyageurs en van et les professionnels itinérants grâce à ses multiples sorties (AC, USB-A, USB-C, DC, allume-cigare 12V) et à sa possibilité de recharge sur des panneaux solaires jusqu’à 500 W. Ses caractéristiques restent toutefois modestes, logiquement alignées avec le prix de vente, et ne pourront pas satisfaire les usages très énergivores (tronçonneuses professionnelles, perforateurs, broyeurs de végétaux…)

80 % récupérés en 45 minutes sur secteur

Sur le plan technique, le F1800 intègre un système de gestion de batterie (BMS) complet, avec des sondes thermiques dédiées surveill­ant en permanence la température des cellules et des composants électroniques. Branché sur secteur à 1 200 W, l’appareil atteint 80 % de charge en 45 minutes seulement selon le fabricant. L’application mobile Fossibot complète l’ensemble en permettant une programmation des cycles de charge et de décharge, l’activation du mode ECO, et le réglage du courant en courant continu. Un écran LCD affiche également les paramètres de base directement sur la batterie.

Affiché à 799 euros en prix catalogue, le F1800 est actuellement proposé en promotion à 479 euros sur le site de FOSSiBOT et sur Amazon — soit une réduction de plus de 40 %. Reste à voir si la durabilité et le service après-vente seront à la hauteur des ambitions affichées, des critères déterminants pour fidéliser une clientèle de plus en plus exigeante sur ce segment extrêmement concurrentiel.

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Le port de Marseille Fos a inauguré un dispositif permettant de connecter simultanément trois grands navires de croisière au réseau électrique terrestre. Une première en Méditerranée, qui vise à réduire la pollution de l’air liée au fonctionnement des puissants groupes électrogènes au fioul lors des escales.

Nous avions découvert les coulisses de l’électrification des navires à quai dans un précédent reportage, évoquant le défi monumental pour brancher les mastodontes des mers au réseau. Quelques mois plus tard, le 11 avril 2026, le Grand port maritime de Marseille (GPMM) entre dans le concret en inaugurant son dispositif dédié aux paquebots de croisière. Désormais, trois postes à quai du terminal croisières peuvent être reliés au réseau électrique terrestre lors de leurs escales.

Baptisé CENAQ (connexion électrique des navires à quai), le système délivre une puissance totale de 48 mégawatts (MW) à une fréquence de 60 Hz, le standard des paquebots de croisière. Chaque bâtiment peut recevoir jusqu’à 16 MW, soit l’équivalent de la consommation d’une ville de 13 000 habitants selon les autorités portuaires, et éteindre ses moteurs thermiques pendant toute la durée de l’escale. En ajoutant les postes de connexion à quai dédiés aux ferrys déjà opérationnels, la puissance totale atteint 108 MW sur les bassins est du port de Marseille-Fos. L’électricité fournie est intégralement d’origine renouvelable, produite en partie par les quelques 80 MW des panneaux photovoltaïques installés sur les hangars portuaires.

Des émissions de particules fines réduites de 75 % lors de l’escale

Les bénéfices environnementaux de cette connexion à quai seraient significatifs : – 80 % d’émissions de dioxyde de soufre, – 75 % pour les particules fines et – 60 % pour les oxydes d’azote, selon une étude de 2024 du Pôle Mer Méditerranée et du Citepa. L’investissement total dans les bassins est dépasse 200 millions d’euros, financé à plus de 50 % par un partenariat public associant l’État, la région Provence-Alpes-Côte d’Azur, le département des Bouches-du-Rhône, la métropole Aix-Marseille-Provence et la ville de Marseille. Les équipements électriques sont issus à 90 % de l’industrie française, affirme le GPMM.

Marseille-Fos se positionne ainsi quatre ans en avance sur la réglementation européenne, qui impose que 90 % des escales de navires de passagers puissent recourir à l’électricité à quai d’ici 2030. Le port avait déjà ouvert la voie en 2017 avec le premier branchement haute tension en 50 Hz pour les ferries desservant la Corse, avant d’étendre le dispositif aux liaisons vers le Maghreb.

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Le rapport remis au Premier ministre par Jean-Bernard Lévy et Thierry Tuot ne signe ni l’arrêt des énergies renouvelables, ni leur relance à tout prix, mais donne des recommandations pour réduire leur coût.

Les appels d’offres étaient à l’arrêt, cela faisait deux ministres de l’Énergie et la troisième Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) n’était toujours pas publiée. Le retard s’accumulait, la filière licenciait, la consommation ne décollait toujours pas et les prix de marché baissiers augmentaient les coûts des renouvelables pour l’État. Être ministre de l’Énergie ou premier ministre, à l’heure des choix, ne devait pas être facile. Alors Sébastien Lecornu, pour temporiser et gagner un peu de temps avant la publication de la PPE3, avait missionné les anciens patrons d’EDF et le directeur de la Commission de régulation de l’énergie (CRE) pour penser la rationalisation du soutien aux énergies renouvelables.

En l’espace de deux ans, le soutien public à l’éolien et au solaire a fortement augmenté, passant de 2,6 milliards d’euros en 2024 à près de 6,8 milliards en 2026. À horizon cinq ans, la facture pourrait dépasser 10 milliards d’euros par an. Cela vient du mécanisme de soutien qui garantit des revenus aux producteurs un revenu (où l’État complète la différence entre le niveau du marché et ce tarif), alors même que les prix de gros de l’électricité sont tirés vers le bas par une offre abondante.

Ne pas freiner les renouvelables mais limiter leur coût pour l’Etat

La production renouvelable progresse rapidement mais la consommation d’électricité stagne depuis plus d’une décennie. Les prix sont durablement bas, voire négatifs, notamment lors des pics de production solaire. Dans ce contexte, l’État se retrouve à compenser un écart croissant entre prix de marché et prix garantis, et c’est une ruine pour lui.

Pour autant, ils refusent d’y voir une mauvaise situation. Les dernières annonces de Lecornu sur l’électrification (pompes à chaleur, véhicules électriques…) montrent que notre dépendance aux fossiles pèse sur notre souveraineté, balance commerciale et empreinte écologique. Le véritable enjeu n’est donc pas de produire moins d’électricité mais de mieux aligner l’offre et la demande tout en maîtrisant les coûts.

Nous sortons d’un monde de développement à tout prix pour entrer dans un modèle où les producteurs sont davantage exposés aux signaux de marché, plaide le rapport. Concrètement, cela passe par une réforme des dispositifs de soutien, notamment la réduction progressive des guichets ouverts, notamment pour les petites installations, et de privilégier des appels d’offres compétitifs. À terme, ces appels d’offres pourraient devenir « neutres », c’est-à-dire ouverts à différentes technologies, avec un critère central : le coût de production.

Privilégier les projets de grande taille

Dans le même esprit, le rapport cherche les effets d’échelle en privilégiant les projets de grande taille, plus compétitifs grâce aux effets d’échelle. Il met également l’accent sur la réduction des coûts de développement, regrettant des spécificités françaises (même si, c’est regrettable, il n’est pas allé voir hors des frontières) : délais administratifs longs, complexité des procédures, obstacles juridiques. Autant de facteurs qui renchérissent le coût des projets par rapport à d’autres pays européens.

Niveau financement, comme l’idée qui a germé sur le programme des futurs réacteurs nucléaires EPR2, les auteurs proposent d’étudier la mobilisation des fonds d’épargne gérés par la Caisse des dépôts, notamment issus du Livret A, afin de réduire le coût de la dette des projets les plus capitalistiques, notamment l’éolien en mer.

Changer les critères des appels d’offres

L’épine dans le pied : les contrats solaires anciens. Certaines installations mises en service à la fin des années 2000 bénéficient encore de tarifs de rachat très élevés, parfois supérieurs à 500 euros le mégawattheure. C’était certes dû à leur coût d’investissement élevé à l’époque, mais rien ne justifie ce tarif aujourd’hui. Les rapporteurs évoquent des situations de « sur-rentabilité » et suggèrent d’explorer des voies pour en limiter l’impact.

Enfin, une attention particulière est portée à l’intégration des renouvelables dans le système électrique. Face à la multiplication des épisodes de prix négatifs, le rapport propose d’adapter les règles de soutien afin d’inciter les producteurs à moduler leur production en couplant, par exemple, des AO solaires avec des batteries. Changer le mode de calcul du M0, élargir jusqu’aux centrales de 1 MW l’obligation d’arrêt lors des prix négatifs, augmenter à 300 heures la franchise annuelle pour prix négatifs et ajouter une franchise quotidienne de 2 heures…

Ce rapport est entre les mains du Premier ministre, nous verrons dans les prochains jours les critères des appels d’offres renouvelables, s’ils incluent certaines de leurs recommandations.

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