Sur le papier, l’Afrique dispose d’un potentiel élevé pour le développement de l’hydrogène vert. Dans la réalité, cependant, les conditions du continent restent encore très loin de favoriser l’essor de cette nouvelle filière.

En matière d’hydrogène vert, il semblerait que l’Afrique veut courir avant d’apprendre à marcher. C’est en tout cas le constat effectué par le Conseil des industries de l’énergie (EIC) dans un récent rapport. Malgré les ambitions élevées du continent, la réalité industrielle reste extrêmement limitée. En effet, si les capacités de production annoncées atteignent environ 38 GW, dans les faits, seulement 17 MW sont aujourd’hui réellement en exploitation.

À ce jour, seuls deux projets en Namibie ont été mis en service, tandis que 76 autres, majoritairement situés en Égypte, au Maroc et en Afrique du Sud, restent pour la plupart au stade d’études préliminaires ou d’annonces politiques. Face à cet immense fossé entre ambitions et réalité, l’EIC préconise de ralentir le rythme des grands projets d’hydrogène vert. « Il faut arrêter de se lancer dans des mégaprojets », conclut le rapport.

Une filière qui risque de stagner

Selon l’EIC, le développement de l’hydrogène vert en Afrique pourrait rester bloqué si le continent continue à viser directement des projets d’exportation massifs sans avoir posé les bases nécessaires sur place. En effet, bon nombre des centrales prévues sont destinées à alimenter de grands marchés étrangers, en Europe et en Asie.

L’organisme recommande ainsi de changer de priorité en développant d’abord une consommation locale de l’hydrogène vert. Cela passe notamment par des usages concrets et existants. Ces marchés locaux, même de petite taille, permettent de créer une demande stable et crédible. Le rapport insiste surtout sur la nécessité d’un développement progressif. L’idée est de commencer par des projets de taille raisonnable, capables de démontrer leur viabilité technique et économique, avant de monter en puissance. Ce n’est qu’une fois ces premières étapes franchies que l’exportation à grande échelle devient envisageable et plus réaliste.

Encore des obstacles difficiles à franchir

L’Afrique possède des atouts pour développer l’hydrogène vert, comme l’abondance des ressources solaire et éolienne, ainsi que la proximité avec l’Europe. Pourtant, plusieurs obstacles freinent le développement de la filière. Les réseaux électriques risquent d’être faibles et insuffisants, et la concurrence avec la consommation locale peut être forte, surtout dans les pays où la production nationale est déjà limitée.

Par ailleurs, les capacités portuaires sont limitées et peu adaptées au transport d’hydrogène. Et même les projets de gazoducs transcontinentaux ne pourront se concrétiser que si les premières phases sont commercialement viables et si des mécanismes de financement solides sont en place. Sans ces garanties, ces infrastructures ne deviendront jamais des projets réels.

Sans oublier que l’accès à l’eau est souvent difficile en Afrique. Le recours au dessalement peut être possible, mais cela augmenterait les coûts, la complexité des projets et les besoins énergétiques. À cela s’ajoute un gros problème financier : l’absence de contrats d’achat fermes sur le long terme, indispensables pour sécuriser les investissements.

Pour toutes ces raisons, le rapport recommande que l’Afrique commence par des plus petits projets avant de viser des ambitions à grande échelle.

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Dans un monde où le secteur des batteries est très largement dominé par l’Asie, il existe des réussites technologiques qui nous montrent qu’il ne s’agit pas d’une fatalité. En l’occurrence, deux sociétés viennent de communiquer sur la réussite de l’intégration de batteries innovantes au sein de cartes électroniques. Et le tout, en France.

En 2023, l’Union européenne adopte des mesures strictes au sujet du cycle de vie des batteries (Règlement (UE) 2023/1542). En ligne de mire : des standards environnementaux plus avancés, notamment en ce concerne leur recyclage et leur durée de vie. Problème : les piles boutons non rechargeables verraient leur utilisation limitée. Or, elles sont beaucoup utilisées en électronique.

Pour ITEN c’est une opportunité. La société s’appuie sur douze ans de R&D pour proposer une solution de batteries rechargeables, basée sur la technologie des batteries solides en céramique. Aujourd’hui, le concept prend son envol. En 2023, elle est lauréate du programme French Tech 120. En 2024, elle inaugure une ligne de fabrication à Dardilly, en région lyonnaise. Enfin, en ce début 2026, conjointement avec LACROIX, société spécialisée dans les solutions électroniques et connectées, elle annonce avoir démontré la faisabilité industrielle de sa technologie.

Comment fonctionne une batterie solide ?

Le principe d’une batterie tout-solide céramique (en anglais SSCD pour Solide-state ceramic device) est similaire à celui d’une batterie lithium-ion. Toutefois, et c’est là le point clé, l’électrolyte liquide au travers duquel transitent les charges électriques entre les électrodes est remplacé ici par un matériau solide, comme une céramique ou un polymère. Pour ITEN, c’est la céramique qui a été choisie.

La technologie permet une plus grande densité de puissance que les alternatives Li-ion, une sécurité renforcée, un rechargement rapide et une plus longue durée de vie. En outre, par rapport aux piles-bouton, elle est rechargeable.

Au sein de son site de Beaupréau-en-Mauges, dans le Maine-et-Loire, la société LACROIX a pu démontrer l’industrialisation de l’intégration de la petite batterie solide. Elle a pu les monter dans les sockets d’une carte électronique, et valider le procédé de soudure et de refusion à 265°C. Ces essais démontrent ainsi la compatibilité de la technologie SSCD. Et cette démonstration prend un sens plus large, car il démontre par ailleurs qu’il est bien possible de développer une filière nationale souveraine, dans un secteur jusque-là dominé par l’Asie.

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Le marché gazier mondial passe de tendu à abondant. Les capacités de production et d’importation de gaz explosent et la demande progresse plus lentement que prévu (voire même baisse en Europe). La situation devient surcapacitaire.

Plus de 300 milliards de mètres cubes par an de nouvelles capacités de gaz naturel liquéfié (GNL) doivent entrer en service dans le monde d’ici à 2030. C’est colossal. C’est près de 80 % de la consommation annuelle de l’Union européenne. Jamais l’industrie gazière n’avait engagé autant de projets sur une période aussi courte. Les États-Unis concentrent près de la moitié de ces nouvelles capacités. Le Qatar et le Canada juste derrière. Ces investissements ont été décidés entre 2019 et 2023, dans un contexte de prix élevés et de fortes tensions géopolitiques. La guerre en Ukraine a servi de déclencheur.

En Europe, nous avons lancé des constructions à tour de bras. Aujourd’hui, les capacités d’importation de GNL dépassent largement nos besoins. En 2024, l’Union européenne et le Royaume-Uni ont consommé environ 380 milliards de mètres cubes de gaz contre plus de 450 milliards avant la crise. Près de 40 % de ces volumes provenaient du GNL.

Un terminal méthanier flottant bientôt abandonné

Et cette baisse de la demande s’installe dans la durée du fait de la sobriété énergétique rémanente, la fermeture d’industries et le remplacement par les renouvelables. Les prix se sont naturellement détendus. Le marché anticipe un gaz vendu autour de 25 euros le mégawattheure (€/MWh) en 2027, puis proche de 22 €/MWh en 2030.

Les premiers signes de surcapacités sont visibles. En France, l’État mettra fin à l’exploitation du terminal méthanier flottant du Havre le 8 mai 2026. Mise en service dans l’urgence, cette infrastructure peut décharger jusqu’à 5 milliards de mètres cubes par an. Elle a été très peu utilisée depuis 2023, au point que son maintien n’est plus jugé nécessaire dans un marché désormais détendu.

La France ne sera plus le hub européen ?

Dans le même temps, la France cherche à consolider son rôle de porte d’entrée du gaz en Europe. Depuis 2022, elle est devenue un point de transit, avec l’Espagne, et des prix du gaz hors taxes inférieurs à ceux de plusieurs pays voisins, plus des recettes permettant de financer les réseaux. Mais cette stratégie de « hub gazier » ne pourra peut-être pas durer.

En effet, certaines dispositions du projet de loi d’adaptation au droit de l’Union européenne prévoient des sanctions en matière de limitation des fuites de méthane. Frédéric Marin (président de France Gaz) juge ainsi que « les États-Unis, le Qatar et l’Algérie ne sont pas disposés à agir contre les fuites ».

Les États-Unis fournissent aujourd’hui 58 % du GNL importé par l’UE. Et cette dépendance inquiète Bruxelles. La Commission cherche à diversifier ses fournisseurs vers le Canada, le Qatar ou l’Afrique du Nord. Sans baisse rapide de la demande, la part du GNL américain pourrait atteindre 75 à 80 % d’ici à 2030. Jean-Luc Mélenchon s’est par ailleurs montré favorable à « remettre Nord Stream en route » pour « faire baisser d’un seul coup le prix de l’énergie en Europe », lui qui s’inquiète de la dépendance avec les EU.

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Les modèles récents de panneaux solaires sont de plus en plus confrontés à un sérieux problème de qualité : leur verre se brise facilement. Dans certains cas, l’incident survient sans choc externe ni événement climatique exceptionnel. Selon les experts, la principale explication réside dans la finesse croissante du verre.

Bien qu’ils soient déjà largement déployés à travers le monde, les panneaux photovoltaïques continuent de faire l’objet d’améliorations constantes. Les avancées technologiques permettent aujourd’hui de produire des modules plus grands et plus puissants. Parallèlement, pour des raisons logistiques, les fabricants cherchent également à alléger leur structure. Cette optimisation passe notamment par une réduction de l’épaisseur du verre, qui représente jusqu’à 70 % du poids total d’un panneau. Mais cette quête de légèreté se fait parfois au détriment de la robustesse. Plus le verre est fin, plus l’équipement devient fragile.

Les bris de verre spontanés se multiplient

Avec l’amincissement progressif du verre, les cas de bris spontanés semblent se multiplier. Un rapport publié en 2024 par le Centre d’essais des énergies renouvelables sur l’indice des modules photovoltaïques en apporte la preuve. Le Laboratoire national des énergies renouvelables (NREL) y indique que, alors qu’autrefois les casses provenaient principalement d’erreurs de manipulation, elles surviennent désormais « sans raison apparente », parfois même avant la mise en service.

Ce constat est également partagé par Kiwa PV Evolution Labs, un laboratoire indépendant spécialisé dans les tests de fiabilité. Ses experts observent une hausse du nombre de modules présentant des bris de verre lors des essais de contraintes mécaniques et de résistance à la grêle. Les verres deviennent effectivement plus fragiles, soulignent-ils.

Une fragilité structurelle croissante

Selon le NREL, plus le verre est mince, plus il est difficile à renforcer correctement. En temps normal, le matériau est durci grâce à un procédé de trempe, qui consiste à le chauffer puis à le refroidir rapidement afin de créer des tensions internes protectrices. Cette technique fonctionne relativement bien pour du verre d’au moins 3 mm d’épaisseur. En dessous de ce seuil, obtenir une trempe complète devient complexe, ce qui rend le verre plus fragile.

Les bris spontanés s’expliquent aussi par la présence de microfissures déjà existantes à la surface du verre. Des opérations comme le nettoyage ou le meulage des bords peuvent générer de minuscules défauts invisibles à l’œil nu. Sur du verre épais, ces imperfections restent généralement sans conséquence. En revanche, sur du verre fin, elles deviennent des points de faiblesse susceptibles de déclencher des fissures.

À cela s’ajoute la tendance à produire des modules toujours plus grands. Ces panneaux plus larges exercent une contrainte supplémentaire sur un verre déjà fragilisé par sa faible épaisseur et ses micro-défauts. Résultat : le risque de casse augmente, ce qui explique pourquoi les panneaux à verre mince sont plus vulnérables que les modèles standards.

Les normes en vigueur ne sont-elles plus adaptées ?

Aujourd’hui, la certification de référence pour les modules photovoltaïques repose principalement sur la norme IEC 61215. Celle-ci impose une série d’essais en laboratoire destinés à valider la robustesse des panneaux avant leur commercialisation.

Si ce cadre établit un socle minimal de qualité, il montre désormais ses limites face à l’évolution rapide des technologies. Les tests actuels ne reproduisent pas fidèlement les contraintes subies sur le terrain pendant plusieurs décennies, et la situation est aggravée par l’augmentation de la taille des modules et l’amincissement du verre.

Il en résulte qu’un module peut parfaitement être conforme aux exigences IEC alors qu’il présente des défaillances prématurées. C’est pourquoi de plus en plus d’acteurs du secteur plaident pour une évolution des méthodes d’essai.

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Tous les six mois, le tarif réglementé de vente de l’électricité (TRV) est actualisé. La nouvelle grille de prix du 1ᵉʳ février 2026  apporte des évolutions très contrastées selon les options. Les abonnés en « base » et « heures pleines heures creuses » bénéficient d’une très légère baisse du kilowattheure, alors que les clients de l’option Tempo déchantent. Découvrez tous les changements et les nouveaux prix de l’électricité dans nos infographies.

Cette mise à jour du 1ᵉʳ février 2026 marque quelques ruptures avec la structure tarifaire précédente. Uniforme jusqu’ici, l’option base est désormais scindée en deux tarifs distincts selon la puissance souscrite. Les abonnements de 3 et 6 kVA bénéficient d’un tarif de 0,194 €/kWh, tandis que les puissances de 9 à 36 kVA se voient appliquer un tarif très légèrement inférieur à 0,1927 €/kWh. Le prix du kilowattheure en option base était auparavant de 0,1952 € quelle que soit la puissance souscrite. La baisse est donc insignifiante, puisqu’elle n’atteint même pas un centime. Globalement, les options base et heures pleines / heures creuses, les plus souscrites, affichent une réduction inférieure à 1 %. Voici les nouveaux tarifs TTC en détail :

Comme l’option base, l’option heures pleines / heures creuses affiche une timide baisse. Les heures pleines passent de 0,2081 €/kWh à 0,2065 €/kWh, tandis que les heures creuses passent de 0,1635 €/kWh à 0,1579 €/kWh. À l’année, cela représente une cinquantaine d’euros d’économies pour un foyer consommant 10 000 kWh. Pour les plus petits consommateurs, la baisse ne changera quasiment rien : comptez cinq euros d’économies annuelles pour un studio sans chauffage électrique, par exemple.

Voici l’évolution des prix des tarifs réglementés depuis 2013 (le tableau est interactif).

Voici une comparaison des prix du kilowattheure au tarif réglementé en vigueur au 01/02/2026.

Les tarifs de l’abonnement s’égalisent

Désormais, le tarif de l’abonnement mensuel est identique que l’on souscrive à l’option base ou heure pleines / heures creuses. Il était traditionnellement plus élevé en HP/HC. L’abonnement en option Tempo diffère légèrement, mais l’écart se resserre. Pour les clients ayant une puissance souscrite de 9 kVA ou plus, il devient moins coûteux.

L’option Tempo, grande perdante

L’option Tempo connaît quant à elle des ajustements significatifs. Les jours bleus voient leurs tarifs augmenter sensiblement : les heures pleines passent de 0,1494 € à 0,1612 €/kWh, et les heures creuses de 0,1232 € à 0,1325 €/kWh. Même tendance pour les jours blancs, avec des heures pleines à 0,1871 € (contre 0,1730 €/kWh auparavant) et des heures creuses à 0,1499 € (contre 0,1391 €/kWh). Les jours rouges, les plus critiques, affichent une hausse nettement plus marquée en heures pleines, qui prennent + 6 centimes pour atteindre 0,7060 €/kWh, tandis que les heures creuses passent de 0,1460 € à 0,1575 €/kWh.

Enfin, l’option EJP (en extinction, on ne peut plus y souscrire) connaît une évolution notable. Les heures normales passent de 0,1418 €/kWh à 0,1781 €/kWh, soit une hausse de plus de 25 %. En revanche, les heures de pointe mobile chutent drastiquement de 1,0867 €/kWh à 0,344 €/kWh, un rééquilibrage majeur pour les derniers abonnés à cette offre historique.

Quelle option est la plus économique ?

Sans surprise, c’est toujours l’offre Tempo qui affiche les tarifs au kWh les plus intéressants sur les jours bleus, blanc et rouges en heures creuses uniquement, malgré la forte hausse. Cette option nécessite toutefois d’être extrêmement vigilants durant les heures pleines en jours rouges, sous peine de voir sa facture exploser de novembre à mars.

La très faible baisse des prix du kilowattheure en options base et heures pleines / heures creuses ne leur permet toujours pas d’être concurrentiels face aux offres de marché proposées, notamment, par les fournisseurs alternatifs. Ces derniers commercialisent actuellement des contrats garantissant un tarif jusqu’à -15 % moins cher que les TRV, avec des promotions ponctuelles allant parfois jusqu’à -25 %.

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On connaît Ikea pour son mobilier aux noms étranges. Mais bientôt, on pourrait découvrir la firme suédoise comme concurrence à EDF, puisqu’elle se lance dans la fourniture d’électricité en Allemagne, avec une particularité unique : le prix au kWh est directement indexé sur le marché de gros. 

On connaît l’intérêt que porte Ikea aux énergies renouvelables. La firme suédoise s’est notamment fait remarquer dans le domaine du photovoltaïque en proposant des solutions solaires clés en main ou des kits solaires plug-and-play. Mais en Allemagne, l’entreprise veut aller encore plus loin et s’apprête à devenir un fournisseur d’électricité à part entière.

Une offre à prix dynamique, qui change toutes les 15 minutes

Néanmoins, pas question de faire comme tout le monde. Avec son offre Svea Strom, Ikea veut non seulement proposer une électricité entièrement décarbonée, mais surtout que son tarif soit indexé sur le marché de gros de l’électricité. Dans les faits, le tarif comprend un abonnement mensuel de 6,99 € (5,95 € pour les membres Ikea Family) ainsi qu’une partie variable en fonction de la quantité d’électricité consommée. Dans cet abonnement, le prix du kWh sera mis à jour toutes les 15 minutes.

Selon Ikea, en veillant à consommer de l’électricité quand il y a du vent et du soleil, il serait possible d’économiser jusqu’à 830 €/an pour une famille consommant 7 000 kWh/an.

Un potentiel coup de frein pour le déploiement du photovoltaïque chez les particuliers ?

Pour optimiser ce contrat d’électricité, la meilleure stratégie est appelée Follow the Sun et consiste notamment à consommer de l’électricité quand les parcs photovoltaïques produisent le plus d’électricité, c’est-à-dire en milieu de journée. Si l’intérêt est certain, on peut néanmoins se demander si cette stratégie ne vient pas directement concurrencer l’installation de panneaux solaires pour particuliers. L’abonnement proposé par Ikea affiche, en effet, les mêmes avantages, mais aussi les mêmes inconvénients, à la différence près de ne pas nécessiter d’investissement initial important.

En parallèle, il faut admettre que cet abonnement rend l’énergie décarbonée accessible aux personnes qui ne peuvent faire installer des panneaux solaires sur leur toiture ou leur balcon.

Quid de la France ?

En Allemagne, pour rendre possible ce type de contrat, Ikea prend en charge l’installation d’un compteur intelligent. Sur ce sujet, la France a un avantage parce que la grande majorité des Français dispose déjà d’un compteur Linky compatible avec ce type de contrats.

Néanmoins, la réglementation française est plus prudente sur le sujet et ce type de contrat est encore confidentiel. De plus, la récente crise énergétique rend les utilisateurs prudents. Car si les tarifs peuvent fortement baisser en cas de surproduction électrique, le contrat n’offre pas de protection en cas d’envolée des tarifs comme il y a quelques années. Enfin, grâce au nucléaire, le mix électrique de la France est considéré comme plus stable que celui de l’Allemagne, ce qui rend la généralisation de tels contrats moins intéressante du point de vue des particuliers comme des producteurs.

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Dépendant presque entièrement de l’hydroélectricité, le Kirghizstan risque de se retrouver dans le noir cet hiver. Le réchauffement climatique, qui assèche les réservoirs, fait fondre les glaciers et fragilise le système électrique de ce pays.

Le Kirghizstan n’a jamais autant redouté l’hiver. Dans ce pays montagneux d’Asie centrale, l’électricité repose à plus de 90 % sur l’hydroélectricité. Et la houille blanche (surnom donné à l’hydroélectricité) n’est pas très productive, rapporte Reporterre. Les niveaux d’eau des principaux barrages, notamment celui de Toktogul, qui tient le système électrique national (1200 MW, 40 % de la production du pays), sont très bas. La production d’électricité ne suffit plus à couvrir la demande lors des pics de consommation hivernaux.

D’électricité abondante à sobriété forcée

Cette situation de fonte accélérée est directement attribuée au dérèglement climatique. Les glaciers du massif du Tian Shan fondent plus vite qu’ils ne se reconstituent, leur masse diminue et l’eau pour alimenter les barrages avec.

Les hivers peu rigoureux et les étés secs changent les cycles hydrologiques. L’eau arrive en quantité insuffisante au moment où elle est la plus nécessaire, en hiver. C’est la même chose en France. D’ailleurs, les barrages se vident habituellement avant la fonte de fin d’hiver pour réceptionner toute cette eau et produire au moment où l’on en a le plus besoin.

Des pays voisins ont le même problème

Les autorités, conscientes des impacts d’un potentiel blackout, ont commencé à rationner l’électricité. Dans certaines régions, des coupures programmées plongent les quartiers dans l’obscurité. L’éclairage public est réduit au minimum, les bâtiments administratifs invités à limiter leur consommation et les habitants appelés à faire preuve de discipline énergétique, entendre sobriété. D’habitude, l’électricité est abondante et peu chère.

Cet impact climatique dépasse le seul pays du Kirghizstan. Il est intégré à un réseau électrique hérité de l’URSS, qui inclut le Kazakhstan, l’Ouzbékistan et le Tadjikistan. Et ces États ont le même problème. Le Tadjikistan, également très dépendant de l’hydroélectricité, redoute ses propres pénuries hivernales, limitant les possibilités d’importation d’électricité de secours chez les voisins.

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À partir de 2026, seules les pompes à chaleur (PAC) fabriquées en Europe pourront bénéficier des plus grands soutiens. Les ménages devront regarder de plus près leur provenance.

L’exécutif a décidé de réserver une partie des aides financières aux équipements produits en Europe pour soutenir l’industrie européenne et réduire la dépendance aux importations de pompes à chaleur (PAC). Une stratégie similaire à celle appliquée pour les aides aux voitures électriques, qui sont bonifiées pour les modèles dont la batterie est fabriquée sur le Vieux Continent.

En toile de fond, l’exemple de l’usine BDR Thermea France à Mertzwiller (Bas-Rhin), qui doit supprimer 320 emplois sur les 800 que compte le site, faute à l’effondrement du marché des PAC en Europe selon ses dirigeants.

Des pompes à chaleur financées par les certificats d’économies d’énergie

La préférence européenne s’appuiera sur les certificats d’économies d’énergie (CEE). Ces aides financent beaucoup de travaux de rénovation énergétique, mais aussi l’achat de véhicules électriques. Elles participent souvent au choix d’une pompe à chaleur plutôt qu’une chaudière fossile. Et ne sont pas financées par le budget de l’État, mais par les énergéticiens eux-mêmes.

À partir de 2026, seules certaines pompes à chaleur pourront bénéficier des aides les plus généreuses. Les modèles visés sont les pompes à chaleur air-eau et géothermiques. Elles devront répondre à des critères stricts de qualité et de performance. Leur circuit frigorifique devra être assemblé en Europe. Les équipements ne respectant pas ces conditions resteront éligibles à une aide, mais minimale. Ils seront exclus des bonifications, aujourd’hui les plus attractives. Il pourra rester à la charge des ménages plusieurs milliers d’euros.

Un facteur 5 dans les aides

Les ménages auront droit à une aide de 3 500 euros en moyenne — soit même montant qu’aujourd’hui – mais pour les modèles non agréés, l’aide ne sera que de 700 euros. Et l’équipement coûte cher : autour de 15 000 euros. Un calendrier précis a été fixé par le gouvernement. Les fabricants devront déposer leurs dossiers d’agrément début 2026. Une liste officielle de modèles éligibles sera publiée à l’été. Les nouvelles règles entreront ensuite en vigueur à l’automne.

Les autres dispositifs d’aide à la rénovation, comme MaPrimeRénov’, ne sont pas directement concernés. Ils continuent de fonctionner selon leurs propres critères.

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La marque de solutions de recharge pour véhicules électriques Wissenergy propose une borne murale de 7,4 kW avec câble Type 2 intégré à 199 € sur Amazon. Un prix imbattable sur le marché florissant des wallbox domestiques. 

Cette borne de recharge délivre une puissance maximale de 7,4 kW en monophasé avec un courant de 32A sous 230 V. Le câble intégré de 6 mètres se termine par un connecteur type 2 conforme à la norme IEC 62196-2, standard européen pour les véhicules électriques et hybrides rechargeables. La présence d’un câble est très pratique : cela permet de ne pas utiliser son propre câble au quotidien, qui reste au chaud dans le coffre.

La wallbox pèse 4,82 kg et mesure 44 × 42,1 × 13,5 cm, ce qui est plutôt compact. Son prix de 199 € est particulièrement attractif, bien que les fonctions de cette borne soient très basiques. Contrairement aux bornes de recharge plus haut de gamme, elle n’inclut pas de système de délestage ni de réglage de l’intensité. Ce sera donc à vous de veiller à ne pas dépasser la puissance souscrite de votre abonnement d’électricité. Cette borne ne permet pas non plus de régler les horaires de démarrage de la recharge, qui peuvent généralement être configurées sur le véhicule. Au regard du tarif très bas, ce sont quelques concessions finalement acceptables.

Installation et sécurité

L’indice de protection IP66 permet une installation en intérieur comme en extérieur. La borne résiste ainsi aux projections d’eau et à la poussière. Côté sécurité, la wallbox intègre des protections contre les surintensités, surtensions, sous-tensions, fuites de courant et surchauffes. Elle dispose des certifications CE, RoHS et TÜV, garantissant sa conformité aux normes européennes.

Bien sûr, cela ne dispense absolument pas d’installer la borne sur un circuit sécurisé : ligne dédiée câblée en 10 mm² minimum, interrupteur différentiel de type HPI (type F) et disjoncteur 40 A courbe C (non fournis).

Compatibilité et utilisation

Le connecteur Type 2 assure la compatibilité avec la quasi-totalité des véhicules électriques et hybrides rechargeables commercialisés en Europe. Un simple bouton-poussoir permet le démarrage et l’arrêt de la recharge.

La longueur de câble de 6 mètres offre une flexibilité d’utilisation selon la configuration du garage ou de l’emplacement de stationnement. Cette dimension permet de couvrir la plupart des situations domestiques.

Prix et avis utilisateurs

La wallbox 7,4 kW de Wissenergy est actuellement au prix de 199 € sur Amazon. Le produit bénéficie d’une note de 4,2 étoiles sur 5 basée sur 33 avis clients. Il figure au 35ᵉ rang des meilleures ventes dans la catégorie bornes de recharge pour véhicules électriques.

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Quelle quantité d’électricité photovoltaïque pourraient produire nos toitures ? Des chercheurs européens ont fait le calcul. Le résultat fait rêver, mais doit être considéré avec beaucoup de recul.

La stratégie européenne pour l’énergie solaire mise en place en 2022 visait 380 gigawatts (GW) de panneaux photovoltaïques installés d’ici 2025. Or, selon SolarPower Europe, la capacité solaire réellement installée avait déjà atteint sur le continent les 406 GW en fin d’année dernière. Et des chercheurs du Joint Research Centre (JRC) de la Commission européenne révèlent aujourd’hui un vaste potentiel encore inexploité en la matière. Des millions de toits qui, couverts de panneaux photovoltaïques, pourraient permettre aux États membres de l’Union de produire beaucoup d’énergie.

En moyenne, l’étude parue dans la revue Nature Energy conclut que quelque 50 % des besoins européens — sur une base de consommation de 2024 — pourraient être ainsi satisfaits. Avec un potentiel qui, bien sûr, n’est pas uniformément réparti sur l’ensemble de l’Europe. Des pays comme la Finlande et la Suède ne sont pas avantagés en la matière. Mais les chercheurs estiment que la France et l’Allemagne, par exemple, pourraient produire ainsi jusqu’à 80 % de leur demande en électricité actuelle. Soit respectivement 432 térawattheures (TWh) et 394 TWh. La Grèce, la Hongrie et la Roumanie, elles, pourraient même produire plus d’électricité photovoltaïque que leurs habitants en consomment !

Exploiter le potentiel des toitures européennes pour produire de l’énergie solaire

Pour en arriver à ces conclusions, les chercheurs ont créé un modèle numérique du parc immobilier européen. Pas moins de 271 millions de bâtiments pour une surface totale de 37 370 kilomètres carrés (km²). À partir d’hypothèses très classiques — toitures plein sud, inclinaison à 20 %, etc. —, ils ont finalement estimé que 10 000 de ces kilomètres carrés sont propices à la production d’électricité solaire. Avec une capacité potentielle de 2,3 térawatts (TW) — 1,8 TW pour le résidentiel et 0,5 TW pour le non résidentiel. De quoi rendre l’objectif d’au moins 700 GW installés d’ici 2030 complètement atteignable. Et produire 2 750 TWh par an — avec les rendements moyens des modules photovoltaïques actuels. C’est près de 40 % de la demande européenne en électricité dans un scénario 100 % renouvelable en 2050.

À ce jour, seulement 10 % des toitures européennes sont équipées de panneaux photovoltaïques. Toutefois, une directive sur la performance énergétique des bâtiments prévoit des obligations d’installation pour les nouvelles constructions. Et même des échéances pour la mise à niveau des bâtiments existants d’ici 2030. Les chercheurs du JRC voient d’ailleurs, dans les opérations de rénovation du parc immobilier actuel, une opportunité majeure pour l’intégration du solaire en toiture. Une occasion non seulement de produire toujours plus d’électricité bas carbone, mais aussi d’atteindre l’autosuffisance et de réduire la dépendance des bâtiments au réseau.

Un potentiel colossal mais très complexe à exploiter

Produire et injecter de grandes quantités d’électricité solaire « tel quel » serait trop beau. La réalité est plus complexe. En effet, les panneaux solaires ne produisent pas la nuit, peu par mauvais temps, et génèrent un pic de puissance phénoménal autour de 12 h. Leur production intermittente n’est pas synchronisée sur la demande d’électricité. Or, le réseau doit en tout temps produire la même quantité d’électricité que celle qui est consommée. Pour exploiter correctement l’immense gisement solaire, il faudrait ainsi déployer des capacités démentielles de stockage et stabilisation du réseau ainsi qu’un renforcement colossal des lignes électriques.

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Petit coup de tonnerre sur le tarif réglementé de l’électricité. Alors que le prix du kilowattheure diminuera légèrement pour les options base et heures pleines / heures creuses le 1ᵉʳ février 2026, il connaîtra une nette augmentation pour l’option Tempo. Cette option est jugée un peu trop avantageuse pour les consommateurs selon la Commission de régulation de l’énergie, qui a donc proposé de les augmenter. Un choix surprenant alors que la consommation d’électricité est en berne en France et que les appels à s’électrifier se multiplient.

Fini la bamboche pour les clients de l’option Tempo d’EDF et de ses tarifs du kilowattheure extrêmement bas. Dès le 1ᵉʳ février, les prix de cette formule proposée par le tarif réglementé de l’électricité (TRV) augmenteront en moyenne de 8,06 %. Une hausse brutale qui contraste avec la baisse de 0,83 % prévue pour les autres options du TRV base et heures pleines / heures creuses.

L’option Tempo n’inciterait pas suffisamment à la sobriété durant les pics

L’option Tempo et ses six tranches tarifaires est particulièrement avantageuse tout au long de l’année, à l’exception de la tranche d’heures pleines en « jours rouges », qui est quatre fois plus chère. Cette offre réglementée lancée en 1998 avait pour objectif d’inciter les clients à réduire fortement leur consommation durant ce créneau, activable 22 jours par an durant la saison froide, afin de soulager le réseau public.

Mais selon la Commission de régulation de l’énergie (CRE), l’option serait trop généreuse par rapport aux coûts réels et n’inciterait pas suffisamment à baisser sa consommation lors des pics hivernaux. Un objectif par ailleurs très contradictoire avec la transition énergétique, puisque c’est logiquement en hiver que les besoins de chauffage sont les plus importants et que la France cherche à électrifier massivement son chauffage. L’autorité a ainsi décidé d’un réajustement progressif des tarifs, qui se poursuivra d’ailleurs en 2027, au grand dam des quelque 900 000 abonnés.

Dès le 1er février, ils paieront leur kilowattheure environ un centime de plus pour la plupart des tranches tarifaires, à l’exception des heures pleines en jour rouge, qui bondissent de six centimes. Malgré cette hausse, l’offre reste intéressante si l’on est prêt à faire davantage d’efforts en hiver. Alternativement, il est possible de résilier son abonnement la veille du premier jour rouge, souvent placé en décembre, avant d’y souscrire à nouveau le lendemain du dernier jour rouge, généralement activé début mars.

Les prix du kilowattheure et de l’abonnement Tempo au 1ᵉʳ février 2026 en détail

Côté abonnement, la tendance est plutôt à la baisse à l’exception des clients ayant souscrit pour une puissance de 6 kVA. L’on constate autour de 1 % de réduction et même un curieux effondrement du prix de l’abonnement pour les très gros consommateurs en 36 kVA, qui bénéficieront d’une mensualité de -17,25 % selon nos estimations. Globalement, la baisse des tarifs d’abonnement ne devrait pas contrebalancer la hausse du kilowattheure pour la majorité des clients.

Quel impact de la hausse du prix de l’électricité avec l’option Tempo ?

Concrètement, l’augmentation du prix du kilowattheure de l’option Tempo devrait se traduire par une facture enflée d’une bonne centaine d’euros à l’année pour un foyer moyen. Par exemple, la recharge d’une voiture électrique durant les heures creuses jour bleu coûterait désormais 636 € annuellement contre 591 € précédemment (pour 4 800 kWh, soit 20 000 km à une consommation moyenne de 16 kWh/100 km). Une hausse de 45 € qui n’est pas insurmontable, mais par principe assez difficile à digérer dans le contexte actuel de prix très bas sur les marchés de gros de l’électricité, de faible consommation, de surcapacité de production, mais aussi d’efforts demandés par les consommateurs pour passer à l’électrique.

Un constat similaire pour le chauffage électrique, d’ailleurs toujours fiscalement défavorisé par rapport au gaz, qui devrait coûter plus cher si l’on est client de l’option Tempo. Comptez une hausse d’une cinquantaine d’euros si vous vous chauffez avec une pompe à chaleur et d’environ 130 € si vous vous chauffez avec des convecteurs (estimation pour une maison d’une centaine de mètres carrés).

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Avec près de 5,9 GW de nouvelles capacités photovoltaïques raccordées en 2025, nous venons de battre un nouveau record annuel. Tiré par les installations de taille intermédiaire et les projets portés par les entreprises et les collectivités, ce record est en décalage avec le recul du solaire résidentiel, pénalisé par des évolutions réglementaires et tarifaires.

La filière photovoltaïque française a franchi un cap en 2025, relève PV magazine. Selon les données publiées par Enedis et RTE que le journal a compilées, 5 770 mégawatts (MW) de nouvelles installations solaires ont été raccordées au réseau de distribution. Si l’on ajoute les raccordements RTE, ce sont 5,9 gigawatts (GW) sur l’année. Il s’agit du volume annuel record en France. À titre de comparaison, il n’y avait seulement 4,7 GW raccordés en 2024.

Ce record vient principalement des installations de puissance intermédiaire, entre 100 et 500 kilowatts crête (kWc). C’est près de 65 % des nouvelles capacités mises en service, +38 %/an. Il regroupe les projets des entreprises, des exploitations agricoles et des collectivités, souvent sur des bâtiments existants ou des fonciers artificialisés, et répond à des logiques de maîtrise des coûts de l’électricité et de sécurisation des approvisionnements et d’obligations légales.

Le solaire résidentiel à la traîne

À l’inverse, le marché résidentiel est plus sombre. En 2025, 929 MW ont été raccordés contre 1 080 MW l’année en 2024. Ce recul s’explique notamment par les incertitudes liées à la TVA réduite pour les petites installations et par la forte baisse des tarifs d’achat du surplus, divisés par quatre pour les systèmes de moins de 3 kWc. Il n’est plus très intéressant d’injecter quand on est un particulier, sauf si le projet est de grande taille.

Pour les plus grands parcs, l’absence de publication de la nouvelle Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) entretient une forme de moratoire. C’est plutôt un stop qu’un go actuellement.

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Après plus de 45 ans de fonctionnement, la centrale nucléaire du Bugey (Ain) peut enfin rejoindre le club très fermé des centrales dépassant le pétawattheure (soit 1 000 TWh) d’électricité produite depuis leur mise en service. Un seuil particulièrement symbolique.

C’est la plus vieille centrale nucléaire de France depuis l’arrêt définitif de Fessenheim en 2011. La centrale du Bugey exploite quatre réacteurs à eau pressurisée de 900 mégawatts (MW) mis en service entre 1978 et 1980, qui viennent de passer la barre des 1000 térawattheures (TWh) d’électricité produite, soit un pétawattheure (PWh). Un seuil historique, annoncé par un communiqué EDF qui propose quelques comparaisons afin de saisir l’ordre de grandeur.

Ces 1 000 TWh représenteraient ainsi deux années complètes de consommation électrique de toute la France, ou encore de quoi alimenter un radiateur de 1 kW pendant 114 millions d’années en continu. On vous épargnera le nombre exact de kilomètres pouvant être parcourus en voiture électrique avec une telle quantité d’électricité : il dépasserait la demie année-lumière. EDF évoque 167 millions de tours du monde.

La centrale du Bugey n’est pas la première centrale nucléaire française à entrer dans le petit club du pétawattheure. Gravelines, Tricastin et Blayais y figurent déjà depuis quelques années. À l’étranger, la centrale de Daya Bay en Chine fait notamment partie du cercle.

Un facteur de charge pas exceptionnel

Si EDF s’enorgueillit à juste titre de l’atteinte de ce jalon, la centrale nucléaire du Bugey aurait toutefois pu le passer bien plus tôt. En effet, son facteur de charge (le rapport entre la production réalisée et celle qui aurait pu l’être si la centrale avait fonctionné à 100 % de sa puissance durant 100 % du temps) s’élève à 67,85 % depuis la mise en service, selon l’Agence internationale de l’énergie atomique (AIEA). C’est peu, comparé, par exemple, aux 87,2 % des réacteurs de la centrale Diablo Canyon en Californie, mais finalement logique.

Les réacteurs nucléaires hexagonaux modulent régulièrement leur puissance pour s’adapter aux besoins du réseau, contrairement à d’autres qui ne font pas ou peu varier leur puissance. Une spécificité bien française, notamment due à la très forte proportion de nucléaire dans le mix électrique national.

Un atout pour la transition énergétique

Au-delà de la symbolique, le seuil du pétawattheure permet aussi de visualiser l’intérêt écologique et économique du nucléaire. Avec une intensité carbone de 4 g d’équivalent CO2 par kilowattheure, la centrale du Bugey n’en a émis indirectement « que » 4 millions de tonnes en 45 ans, selon nos calculs. Si le chiffre paraît élevé, c’est considérablement moins que le milliard de tonnes d’équivalent CO2 qu’aurait rejeté une centrale au charbon, à production équivalente.

Mille térawattheures produits avec une centrale au fioul auraient nécessité environ 220 millions de tonnes d’hydrocarbures, pour un coût dépassant les 50 milliards d’euros. Les 31 500 tonnes d’uranium naturel consommées, pertes comprises, par la centrale du Bugey selon nos estimations basées sur ce document devraient avoir coûté un peu plus de 2 milliards d’euros.

À noter que la centrale du Bugey doit accueillir deux nouveaux réacteurs nucléaires EPR2 autour de 2035.

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Une maquette de centrale hydroélectrique parfaitement fonctionnelle en briquettes plastiques ? Ce sera bientôt possible, d’après des agents d’EDF visiblement très investis. Ils ont lancé un projet sur Lego Ideas, une plateforme qui permet de proposer de nouveaux kits à la célèbre marque, qui pourra décider ou non de sa commercialisation en fonction de l’engouement du public.

Après le réacteur nucléaire EPR, des employés d’EDF veulent désormais créer une réplique de centrale hydroélectrique en Lego. Les équipes du Centre d’ingénierie hydraulique (CIH) d’EDF ont conçu un projet de construction Lego de près de 5 000 pièces reproduisant une centrale hydroélectrique fonctionnelle. Pour le voir commercialisé, elles lancent un appel aux votes sur la plateforme Lego Ideas. Un minimum de 10 000 votes est nécessaire pour que Lego étudie la proposition.

De la turbine à la passe à poissons

Le kit composé d’exactement 4 996 pièces reproduit une centrale au fil de l’eau avec ses différents étages : support de turbine, turbine Pelton, alternateur, armoires électriques et transformateurs. La maquette illustre l’ensemble de la chaîne, de la production jusqu’au réseau, en passant par les aménagements paysagers et environnementaux. On y retrouve ainsi une passe à poissons, des espaces dédiés aux opérateurs et des éléments représentant la faune, la flore et les usagers du site comme les pêcheurs. Le modèle serait réellement fonctionnel, avec des pièces mobiles actionnées par l’eau. Un site internet dédié accompagnerait le kit avec des contenus adaptés à différents âges.

Le projet baptisé « Discovering the World of Hydroelectricity » est à visée pédagogique. Il permettra de faire découvrir au plus grand nombre cette énergie bas-carbone, stockable et mobilisable rapidement. L’idée est née après le succès d’une maquette de turbine imprimée en 3D présentée lors d’interventions dans des écoles.

Dans quelques années, il y aura peut-être de quoi remplir toute une vitrine de maquettes de centrales électriques en Lego. Une association, OffshoreWind4kids, propose elle aussi des modèles Lego d’éoliennes en mer.

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Engagé deux fois sur le projet de loi de finances pour 2026, le gouvernement a acté par 49.3 une copie budgétaire sans surprise pour l’énergie. Du moins, sans surprise par rapport à la copie initiale présentée à l’assemblée. Zoom sur les mesures.

Sur la partie recettes, pas de surprise. La convergence des taxations du gaz et de l’électricité est abandonnée, pas de rééquilibrage entre les taxes alors que le gaz reste bien plus carboné et bien moins taxé. L’évolution de l’accise sur l’électricité (une taxe proportionnelle aux mégawattheures consommés) est décalée au 1ᵉʳ août, avec une baisse rétroactive pour les industriels électro-intensifs, et l’indexation sur l’inflation est reportée au 1ᵉʳ février. L’exécutif a également rétabli l’article 41 confiant à RTE la gestion du versement nucléaire universel, qui succède à l’ARENH.

La taxation des énergies renouvelables remaniée

Sur les énergies renouvelables, qui attendent toujours de sortir du quasi-moratoire avec l’absence de PPE, plusieurs amendements sénatoriaux ne sont pas passés. Le gouvernement a plafonné l’affectation des taxes acquittées par les exploitants d’éoliennes en mer aux comités des pêches et à l’Office français de la biodiversité, l’excédent étant reversé au budget général.

Il a supprimé la disposition prévoyant d’affecter 50 % de la taxe sur les parcs éoliens en mer situés en zone économique exclusive aux communes exposées au recul du trait de côte. La majoration de l’imposition forfaitaire des entreprises de réseaux pour certaines centrales photovoltaïques est rétablie (IFER), mais son application est repoussée entre 2027 et 2029.

Sur l’éolien terrestre, l’exécutif a conservé une réécriture d’un amendement sénatorial afin de permettre aux communes de bénéficier des retombées fiscales des parcs éoliens renouvelés et faisant l’objet d’une augmentation de puissance, selon les mêmes règles que pour les installations post-2019. En parallèle, il a supprimé l’application d’un tarif réduit d’IFER aux centrales photovoltaïques renouvelées et abandonné la révision des attributions de compensation.

Les dépenses en prennent un coup

Côté dépenses, la mission « écologie » perd 250 millions d’euros, principalement via l’annulation d’une partie de la réserve de précaution. Le programme « énergie, climat et après-mines » est amputé de plus de 240 millions d’euros et le « service public de l’énergie » perd environ 40 millions.

Les hausses votées par le Sénat pour l’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection (ASNR), ainsi que la création d’un fonds de garantie pour la chaleur fatale, sont annulées. Le gouvernement confirme en revanche une rallonge de 200 millions d’euros pour le Fonds vert et maintient MaPrimeRénov’ à 2,7 milliards d’euros, malgré des annonces qui sont parties dans tous les sens ce mois-ci.

Enfin, l’exécutif valide une coupe de 1,1 milliard d’euros sur France 2030, y compris pour les projets énergétiques et nucléaires, justifiée par une trésorerie jugée excédentaire chez les opérateurs du programme.

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Évènement rarissime, un fournisseur d’électricité alternatif vient de perdre son autorisation de vendre de l’électricité, notamment à cause de nombreux impayés. Si la santé financière des fournisseurs d’électricité est pointée du doigt, celui-ci espère un réexamen de sa situation. 

C’est un petit tremblement de terre dans le microcosme des fournisseurs d’électricité alternatifs français. Le ministre de l’Économie, des Finances et de la Souveraineté industrielle, énergétique et numérique vient d’annoncer avoir retiré l’autorisation de l’entreprise Actelios Solutions de fournir de l’électricité. Plus connue sous la marque JPME (Je produis mon électricité), l’entreprise a été la cible de nombreuses critiques évoquant des pratiques commerciales trompeuses, un affichage de tarifs mensongers et des retards de paiement pour les clients producteurs.

Un système de stockage virtuel d’électricité solaire

Pourtant, à son lancement en 2009, l’entreprise se voulait novatrice en matière de fourniture d’électricité. Se qualifiant de fournisseur 3.0, JPME a la particularité de proposer une solution de stockage virtuelle et permettait, en 2023, de vendre un surplus d’électricité solaire à un tarif alléchant de 17,21 ct/kWh. Malgré des propositions intéressantes sur le papier, il semblerait que l’entreprise ait eu du mal à s’acquitter de ses factures. En juin dernier, elle aurait cumulé près de 600 000€ de factures impayées.

Face à ces nombreuses difficultés, une instruction a débuté dès le début de l’année 2024 et a donc abouti au retrait de l’autorisation ministérielle de JPME. Dans un communiqué de presse, le gouvernement a précisé que cette décision exceptionnelle avait été prise pour protéger les consommateurs. Lors de la prise d’effet de la décision, le 22 janvier dernier, EDF a pris le relais de la fourniture d’électricité afin de garantir la continuité d’approvisionnement en électricité.

JPME contre-attaque

Si l’État a fait preuve d’une grande fermeté en prenant cette décision, JPME est décidé à ne pas se laisser faire. Dans un communiqué de presse publié le 21 janvier, le fournisseur d’électricité a indiqué contester cette décision. JPME a notamment saisi le tribunal administratif de Paris. Si ce dernier a rejeté la demande de suspension en urgence de l’arrêté, il reconnaît la solidité financière de JPME au 31 décembre 2025, avec notamment un chiffre d’affaires multiplié par quatre en seulement un an et l’absence « de tout risque immédiat de cessation de paiement ou de liquidation ».

À l’inverse, le ministre avait conclu que « les capacités économiques et financières de JPME étaient insuffisantes au regard des exigences prévues par la loi ». L’entreprise indique aussi avoir épongé l’ensemble de ses dettes au dernier jour de l’année 2025, effaçant ainsi une ardoise de 1,14 million d’euros. Difficile de savoir si la décision du ministère sera de nouveau examinée compte tenu de ces nouveaux éléments, ou si les 8 500 clients du fournisseur d’électricité vont bel et bien devoir chercher un autre fournisseur.

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EDF va investir 350 millions d’euros dans son site de Belfort d’ici 2029. L’objectif est de moderniser sa filiale Arabelle Solutions, qui fabrique les turbines éponymes, et créer une nouvelle usine de 20 000 m² pour soutenir le programme de nouveaux réacteurs nucléaires EPR2.

Le groupe EDF confirme officiellement un programme d’investissement industriel de 350 millions d’euros sur son site de Belfort. Cette enveloppe budgétaire sera déployée progressivement jusqu’en 2029 sur les installations d’Arabelle Solutions, filiale spécialisée dans la fabrication de turbines pour réacteurs nucléaires. Les premiers travaux de modernisation industrielle ont débuté en septembre 2024.

Le plan d’investissement d’EDF comprend deux volets stratégiques : la modernisation complète de l’infrastructure de production existante et la construction d’une nouvelle usine de 20 000 m² adjacente au site actuel. Cette extension industrielle doublera la capacité de fabrication de turbines et doit répondre aux besoins du programme EPR2 comme aux projets d’augmentation de puissance des réacteurs nucléaires français existants.

Consolider l’expertise nucléaire française

Arabelle Solutions est devenue filiale d’EDF en 2024 suite au rachat des activités nucléaires de General Electric. L’entreprise nucléaire emploie 3 400 collaborateurs mondialement, avec 1 700 postes sur le site stratégique de Belfort, référence européenne de la fabrication de turbines nucléaires.

Cette acquisition industrielle permet à EDF de contrôler l’intégralité de la chaîne de valeur nucléaire française, des études d’ingénierie à la fabrication des composants critiques. Le site de Belfort concentre 150 ans d’expertise industrielle française dans la mécanique lourde et les technologies nucléaires.

300 à 500 créations d’emplois espérées

Selon EDF, l’investissement doit générer des retombées économiques majeures pour le territoire de Belfort-Montbéliard. Damien Meslot, maire LR de Belfort, anticipe la création de 300 à 500 emplois industriels d’ici cinq ans. L’energéticien dit s’engager à privilégier la sous-traitance locale pour la réalisation des travaux d’extension et de modernisation.

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L’électrification des usages pourrait bien être un sujet majeur de l’année 2025 et de l’année 2026. Selon RTE, si la production électrique suit une évolution encourageante au regard des objectifs de décarbonation, la consommation électrique ne décolle toujours pas. Pour que la France tienne ses engagements en la matière, il va falloir agir rapidement en faveur d’une hausse de la consommation électrique, en particulier pour l’industrie. 

La production d’électricité française est au beau fixe. Après une année 2024 remarquable, EDF a confirmé en produisant près de 544 TWh sur l’année, dont 373 TWh d’origine nucléaire. Les problèmes de corrosion sous contrainte qui avaient conduit à une année 2022 catastrophique en matière de production (279 TWh) semblent désormais loin derrière. Néanmoins, la question de l’énergie reste centrale, en particulier parce que la consommation électrique française est en berne depuis plusieurs années.

Identifier les freins à l’électrification de l’industrie

Les raisons de cette stagnation de la consommation sont multiples. Depuis la crise du Covid, la hausse des coûts de l’électricité a modifié les habitudes des Français et a entaché le dynamisme industriel du pays. Dans le même temps, la voiture électrique peine à se démocratiser, notamment à cause de tarifs trop élevés sur le marché du neuf, de craintes et difficultés d’accès à la recharge pour certains automobilistes.

Dans le domaine de l’industrie, l’électrification des moyens de production ne se concrétise pas, et les nouveaux projets d’envergure ne sont pas assez nombreux. Pour comprendre les mécanismes de cette situation, le gouvernement du Premier ministre Sébastien Lecornu vient de lancer une commission d’enquête parlementaire portant sur « l’identification et la levée des freins à l’électrification des industries ». D’une durée de six mois, cette mission a pour objectif de mettre en évidence les obstacles qui empêchent une électrification de l’industrie française et de proposer des solutions pour y remédier.

Un député habitué aux thématiques de l’énergie

Ce n’est pas un hasard si c’est Raphaël Schellenberger qui a été nommé à la tête de cette commission d’enquête. Le député LR du Haut-Rhin est un habitué du sujet de l’énergie. En 2023 déjà, il avait présidé une enquête parlementaire sur « les raisons de la perte de souveraineté et d’indépendance énergétique de la France ». Le rapport de cette enquête avait essuyé de nombreuses critiques sur l’omniprésence de la thématique nucléaire par rapport aux autres modes de production d’énergie et sur la prise en compte presque unique de l’électricité. Malgré ces critiques, le travail fourni avait été unanimement salué, avec près de 150 heures d’auditions conduisant à un rapport de 500 pages.

Récemment, le député a publié une tribune dans les pages du journal Le Point en présentant cinq mesures à adopter « pour renouer avec une stratégie de puissance énergétique ». Parmi ces cinq mesures, l’électrification des usages et en particulier de l’industrie arrive en première position, signe de l’intérêt du député pour cette thématique.

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Pour réduire l’impact environnemental de l’un de ses parcs éoliens, un exploitant français a décidé de jouer la carte de la seconde main. L’un des parcs les plus anciens de France va bénéficier de pales d’occasion, entièrement reconditionnées. 

Après deux décennies de nouvelles installations de parcs éoliens, la question du repowering de parcs existants est de plus en plus fréquente. C’est d’ailleurs le cas pour le parc éolien Sor-Arfons, situé dans le parc naturel du Haut-Languedoc. Pendant près de 16 ans, les 11 éoliennes du site ont bravé des conditions météorologiques exigeantes pour produire de l’électricité décarbonée. Valorem, gestionnaire du site, a décidé de remplacer ces turbines en fin de vie et d’en profiter pour augmenter la puissance du parc. Objectif : une hausse de la production de 20% pour atteindre 70 GWh/an.

Des pales reconditionnées

Pour parvenir à de tels résultats, Valorem a d’ores et déjà commencé à démonter les turbines ainsi que les mats des anciennes éoliennes. Dans un second temps, de nouvelles fondations seront coulées pour recevoir des mâts plus hauts de 10 mètres, pour des éoliennes aux pales plus longues de 5 mètres. L’installation des nouvelles turbines est prévue pour l’automne 2026.

La particularité de ce repowering réside dans le fait que les pales associées à ces nouvelles turbines seront de seconde main. Il s’agit d’une première en France. Ici, pas question de les commander sur Vinted. Les pales arriveront directement de l’usine italienne de Vestas, après avoir été entièrement reconditionnées. Cette étape cruciale consiste à identifier tous les potentiels défauts des pales comme des microfissures, puis à poncer l’ensemble avant d’appliquer un nouveau covering. Cette opération devrait permettre de réduire l’impact environnemental de cette solution et de favoriser une économie circulaire.

Favoriser l’économie circulaire

Alors que la fin de vie des parcs éoliens est parfois pointée du doigt, Valorem a décidé de faire de son parc Sor-Arfons un exemple de circularité. Tous les composants qui le composent seront traités et recyclés. D’abord, les mâts des éoliennes ainsi que les aciers des fondations devraient être fondus puis réutilisés. Le béton des fondations doit être concassé, puis réutilisé directement sur site pour former les pistes et les plateformes des nouvelles installations.

Sur la totalité des nacelles, six d’entre elles seront installées sur un autre parc, tandis que quatre seront découpées sur place avant d’être triées et recyclées. Enfin, Valorem a décidé d’offrir la onzième nacelle à un lycée professionnel pour la formation des étudiants. Enfin, la majorité des pales devrait servir à faire du mobilier ainsi que du mobilier urbain.

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Campus IA et RTE ont annoncé la signature d’un contrat de raccordement accéléré au réseau électrique pour l’implantation d’un campus d’infrastructures numériques à Fouju, en Seine-et-Marne. Cet accord stratégique prévoit la mise à disposition d’une puissance électrique exceptionnelle : un premier palier de 240 MW dès fin 2027, suivi d’un second de 700 MW avant fin 2029, avec une capacité maximale pouvant atteindre 1 400 MW à terme.

Ce projet porté par un consortium réunissant MGX, Bpifrance, Mistral AI et NVIDIA, ambitionne de faire de la France le fer de lance des infrastructures d’intelligence artificielle en Europe. Campus IA se veut le premier campus européen entièrement dédié aux infrastructures de calcul haute performance et aux services liés à l’IA, avec en toile de fond, la souveraineté numérique.

L’accord marque une première historique pour RTE avec l’activation de la procédure de raccordement « Fast track », annoncée lors du sommet pour l’action sur l’intelligence artificielle de février 2025 et validée par la Commission de régulation de l’énergie (CRE) au printemps. Cette procédure exceptionnelle, réservée à un nombre limité de sites stratégiques, permet d’accélérer le déploiement d’installations nécessitant une puissance électrique considérable. C’est le cas du projet Campus IA, qui pourrait atteindre un maximum de 1 400 MW, soit l’équivalent d’un réacteur nucléaire.

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